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CURSO PARA OPERADORES DE PERFORACION TABLA DE CONTENIDO Página

1. INTRODUCCION 2 2. GENERALIDADES 3 2.1 ORIGEN DEL PETROLEO 4 2.2 EXPLORACION 6 3. PERFORACION 8 3.1 EQUIPOS DE PERFORACION 8 3.1.1 COMPONENTES DEL EQUIPO DE PERFORACION 9 3.1.2 MANTENIMIENTO Y LUBRICACION DE EQUIPOS 10 3.2 FLUIDOS DE PERFORACION 15 3.3 PROBLEMAS EN LA PERFORACION 16 3.4 REVESTIMIENTO Y CEMENTACION 18 3.5 SARTA DE PERFORACION Y HERRAMIENTAS 19 3.5.1 MANEJO DE LA SARTA DE PERFORACION HERRAMIENTAS 20 4. CONTROL DE POZOS 24 4.1 EQUIPOS DE SUPERFICIE 24 4.2 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION 27 4.3 MANIFOLD DE AHOGO 30 4.4 EQUIPO DE MANIPULEO DE GAS 31 4.5 VALVULAS DE SEGURIDAD Y FLOTADORAS 31 4.6 PRINCIPIOS BASICOS DE LA PRESION 32 4.7 PRINCIPIOS BASICOS DE LAS SURGENCIAS 38 4.8 IDENTIFICACION DE SURGENCIAS 41 4.9 PROCEDIMIENTO PARA CONTROLAR UNA SURGENCIA 42 4.10 RESPONSABILIDADES 43 5. SEGURIDAD INDUSTRIAL 45 5.1 GASES TOXICOS 47 5.2 ACIDO SULFIDRICO ( H2S ) O GASES AGRIOS 48 6. BIBLIOGRAFIA 49 7. ANEXO . TABLAS Y FORMULAS. 50

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1. INTRODUCCION

Este manual ha sido recopilado con el fin de servir de guía y dar a conocer las generalidades de las operaciones de perforación, al personal técnico que desarrolla labores en las actividades antes mencionadas. La experiencia ha demostrado que muchos de los errores que se cometen en las operaciones de perforación se deben a la falta de preparación y conocimiento que sobre el tema tienen los operarios de los equipos. No se pretende con este manual formar ingenieros o técnicos, sino crear una conciencia de responsabilidad y compromiso para el mejor manejo y utilización de los equipos y un mejor desarrollo de las operaciones. La recopilación que se ha efectuado se ha basado en las inquietudes expuestas por el personal que labora en los taladros de perforación, con respecto a los equipos y a las operaciones en el pozo. Encontraran en este manual un bosquejo generalizado sobre las operaciones de perforación, mantenimiento y lubricación de los equipos, adecuado manejo de la sarta de perforación y herramientas , una guía sobre el control de pozos y sobre el manejo ambiental. Esperamos que sepan sacar provecho de este manual para el mejor desarrollo de sus actividades y así obtener mayores logros en su vida personal.

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2. GENERALIDADES

El petróleo fue conocido desde el principio de las actividades humanas, y en todas las culturas antiguas se hace referencia a él. La palabra petróleo se deriva del latín Petra (piedra) y Oleum (aceite) y aparece por primera vez en los textos de la era medieval, siglo X de la era cristiana. El petróleo, sea en estado líquido o gaseoso es un compuesto formado por átomos de carbono y de hidrógeno por lo que usualmente se le denomina hidrocarburo. En su estado natural, el petróleo es un líquido viscoso, inflamable, menos pesado que el agua y casi siempre consiste, químicamente hablando , de una mezcla compleja de muchos hidrocarburos con pequeñas cantidades de otros compuestos , algunos de los cuales le comunican malas propiedades por lo que se denominan contaminantes del petróleo ( compuestos orgánicos sulfurados, nitrogenados y oxigenados ). Después de extraidos, esos diferentes hidrocarburos son sometidos a un proceso de separación del que se obtienen diferentes productos, cada uno de los cuales exhibe propiedades especiales y tiene usos también especiales. La historia del petróleo es, desde muchos puntos de vista , una de las más importantes de Colombia y del mundo ya que mediante el proceso denominado destilación fraccionada , el petróleo crudo se transforma del estado bruto en que se extrae de la tierra en productos de tanta importancia industrial, social y bélica como las gasolinas , disolventes, querosenes, lubricantes, parafinas, fuel-oil asfaltos y muchos más. En otras palabras esta industria suministra el combustible para los tres medios de transporte existentes , es la fuente de potencia y energía calorífera para máquinas y hornos de poderosas industrias; provee prácticamente toda la lubricación y un alto porcentaje de la iluminación del mundo. La industria del petróleo es relativamente nueva. En 1.855 un científico de la universidad de Yale ( E.U. ) determinó las cualidades luminosas y combustibles del petróleo y, solo en 1.859, Edwin Drake perforó el primer pozo con el propósito específico de obtener petróleo. Rápidamente, después del descubrimiento de sus propiedades y del hallazgo del método para su

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obtención a escala comercial, el petróleo ocupó puesto primordial en la historia de la humanidad como excelente lubricante, magnifico combustible y optima fuente de iluminación. En Colombia los indios utilizaron el petróleo con fines medicinales y para encender sus antorchas y fogatas , y el asfalto semi líquido para calentar sus embarcaciones. La historia del petróleo en Colombia está íntimamente ligada, por miles de razones , a la historia de la Concesión de Mares, la cual fue concedida el 30 de noviembre de 1.905, con el compromiso de iniciar los trabajos de explotación dentro de lo18 meses siguientes. Finalmente , después de muchos inconvenientes, el 14 de julio de 1916, con la ayuda económica de varios inversionistas norteamericanos , con quienes formó la Tropical Oil Company de Delaware ( TROCO ), Roberto de mares inició los trabajos de perforación de pozos en el campo Infantas cerca a Barrancabermeja. 2.1 ORIGEN DEL PETROLEO. Es generalmente aceptado que el petróleo se deriva de la descomposición de restos de vida animal y vegetal depositados conjuntamente con sedimentos, por lo general en lagos, antiguos ríos o mares y, la transformación se originó en el subsuelo bajo la influencia del calor y la presión durante largos períodos de tiempo geológicos. La región del subsuelo donde se acumula permanentemente el petróleo hasta su extracción a escala comercial se denomina " Yacimiento petrolífero " . De acuerdo con los geólogos petroleros, para que se origine un yacimiento de petróleo , es necesario que existan ciertas condiciones a saber: * Una roca adecuada a la formación del petróleo , llamada roca madre. * Una roca acumuladora que posea dos propiedades esenciales: Permeabilidad es decir, que permita el libre movimiento del petróleo dentro de los espacios vacíos o poros de ella y Porosidad , es decir que posea

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suficientes espacios o poros donde el petróleo pueda almacenarse en cantidades comerciales explotables. La permeabilidad y la porosidad permiten la acumulación del petróleo proveniente de la roca madre y a su vez permiten su explotación. * Una estructura geológica , denominada generalmente "trampa" que permite la acumulación del petróleo e impide el escape o emigración posterior de él. * Una cubierta superior e inferior de espesor conveniente e impermeable , denominada comunmente " cap-rock" , que impida la salida de los fluidos contenidos en la roca porosa a la superficie. Debido a la diferencia existente entre las gravedades específicas y otras propiedades físicas de los fluidos contenidos en los yacimientos ( tensión capilar, viscosidad, densidad, etc, ) estos se separan al acumularse en ellos, de tal suerte que cada uno ocupa partes muy bien definidas de los yacimientos, así por ejemplo el gas ocupa siempre la cresta de la estructura , el agua salada la parte inferior y el petróleo la parte media. El agua actúa como cuña empujando el petróleo hacia arriba. 2.2 EXPLORACION Todas aquellas operaciones y métodos que se emplean en el campo con el objetivo único de buscar petróleo o estructuras favorables para su acumulación constituyen, la primera y una de las principales etapas en la industria del petróleo. Esta etapa se denomina exploración. Saber que existen trampas de petróleo es una cosa , localizarlas es otra bien distinta. Se han empleado muchos métodos pata localizar trampas de petróleo, pero las más importantes son: Los levantamientos aéreos , se usan para obtener un cuadro general del área a explorar. Estructuras importantes de superficie, como los anticlinales y las fallas, se pueden ver fácilmente y se puede tomar nota de ellas para futuros estudios. La exploración geológica, que toma como base observaciones hechas sobre el afloramiento de capas de rocas en el área potencialmente productiva de hidrocarburos. Partiendo de esas

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observaciones se hacen mapas geológicos detallados en donde se demuestra la posición y forma de los afloramientos, así como descripciones de las características físicas y del contenido del fluido de los lechos expuestos. La exploración geofísica, Es el método más efectivo. Este método implica el empleo de superficie para buscar estructuras subterráneas que pudieran contener petróleo; la principal entre las técnicas utilizadas es el método sísmico, que usa ondas de impacto dirigidas desde la superficie para localizar y describir formaciones subterráneas. Otros métodos dependen de las propiedades gravimétricas o magnéticas de la tierra.

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3. PERFORACION

Después de que los geólogos y geofísicos han encontrado una estructura favorable para la formación de un yacimiento petrolífero y/o gasífero, terminan las operaciones propiamente dichas de exploración y se inician las de explotación del posible campo petrolero. Esta etapa comprende la perforación de uno o más pozos en un sitio previamente señalado por aquellos. Para esta tarea se requiere la utilización de unos equipos y herramientas adecuadas, con las cuales los operarios de los equipos de perforación deben estar muy bien familiarizados. 3.1. EQUIPOS DE PERFORACION. En Colombia son generalmente usados dos clases de equipos de perforación para las operaciones de perforación en tierra , basando fundamentalmente su uso , en las condiciones topográficas, profundidad de los pozos a perforar, costos, rata mecánica, movilidad y transportabilidad, seguridad, facilidad de operación y calidad del personal que lo opera. Estos son: 1. Equipo portátil de perforación. ( Portable Rigs Masts ). Generalmente tienen capacidad para perforar pozos con profundidades entre 9.000 - 20.000 pies . Su característica principal es que la torre es izada por el malacate del equipo, utilizando para ello un bloque viajero y la misma torre. Tienen capacidad para manejar sartas de perforación ( lastrabarrenas , herramientas y tubería de diámetros y pesos grandes, al igual que tuberías de revestimiento de diámetros grandes. ) , altos volúmenes de fluidos de perforación , diseños hidraúlicos superiores por la mayor capacidad de las bombas de lodo, utilizan válvulas impide reventones de mayor capacidad y en general ofrecen mayores garantías para la feliz culminación de las operaciones. 2. Equipos con torres telescópicas. ( Telescopic Rigs Masts ).

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Se componen fundamentalmente de una torre telescópica montada sobre un traile, con un malacate incorporado y con capacidad de movilización propia lo que lo hace más práctico. Tienen capacidad para perforar pozos hasta 10.000 pies de profundidad. Manejan sartas de perforación de diámetros hasta 8" y utilizan vientos para su mayor estabilidad, la capacidad de manejo de fluidos de perforación es también limitada. 3.1.1 Componentes del equipo de perforación. 1. Torre o mástil y subestructura. 2. Equipo de izamiento o levantamiento Malacate Bloque corona Bloque viajero Gancho Brazos y elevadores Unión giratoria Línea de perforación Freno auxiliar Ancla de la línea muerta 3. Equipo de manejo de tubería Winches neumáticos o hidráulicos Mesa rotaría Cuñas manuales o neumáticas Elevadores manuales y neumáticos Llaves de potencia manuales o hidráulicas Enroscador de kelly ( Kelly Spinner) Cuadrante de la kelly ( Kelly Bushing) Cuadrante maestro ( Master Bushing ) 4. Plantas eléctricas y sistema eléctrico 5. Sistema de transmisión de potencia Motores diesel

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Clutches twin disc Acoples hidráulicos Convertidores de torque Clutches neumáticos Cadenas 6. Sistema de lodos Tanques de lodo Bombas de lodo (Triples o dobles) Bombas centrifugas Control de sólidos Separadores de gas Pistolas aéreas y submarinas. Mezcladores de lodo 7. instrumentación. Indicador de peso Manómetros de presión Tacómetro de la rotaría Indicador de torque de la rotaria Indicador de rata de penetración Registrador de parámetros de perforación ( Drilling recorder) Indicador de torque para las llaves de potencia Contador de strokes Indicador de flujo anular Indicadores de niveles en las piscinas de lodo 8. Equipo de control de pozo Unidad de control Acumulador hidráulico Válvula impide reventones (B.O.P.) Choque Manifold Control hidráulico choque manifold. Tanque de viaje Stand pipe Válvulas del Stand Pipe

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3.1.2 Mantenimiento y lubricación de los equipos de perforación Un aspecto primordial para el excelente funcionamiento de un equipo de perforación es su mantenimiento y lubricación, antes, durante y después de realizadas las operaciones de perforación. Para tal función debe existir una gran coordinación entre el departamento de mantenimiento y el personal del equipo, para conocer bajo que aspectos se debe realizar el mismo. A continuación se enumeraran algunas de las tareas cotidianas que se deben realizar para el mantenimiento y lubricación del equipo durante las operaciones de perforación: 1. Revisar diariamente, por parte de todo el personal del taladro, que el equipo este bien anclado, verificando visualmente los seguros de los pines de la torre y la subestructura, el anclaje del malacate, motores y bombas de lodo, la ubicación de la línea de escape del encuelllador (Geronimo), los vientos de la torre y del trabajadero del encuellador. Verificar su nivelación. 2. Revisar diariamente el bloque de la corona ( Rodamientos, posición del cable de perforación y engrasarla ) , el bloque viajero y el gancho de izamiento ( Rodamientos, posición del cable de perforación , la buena operabilidad del resorte y seguros del gancho, verificar que los brazos del elevador estén bien asegurados y engrasarlo) , el malacate ( Rodamientos, estado de las bandas del freno, funcionamiento de los cabeza de gatos, estado de los torones de la línea de perforación , estado de las líneas de aire , líneas de refrigeración , revisar niveles de aceite y engrasarlo ) , la unión giratoria ( niveles de aceite y engrasarla ) , ancla de la línea muerta ( verificar el ajuste de los tornillos, el seguro del cable y el buen funcionamiento del sensor de peso) . 3. Revisar diariamente todas las herramientas de manejo de la sarta de perforación como : Cuñas ( pines y seguros, estado y posición de los insertos, estado de las manijas y estado general ) ; elevadores ( pines y seguros, resortes, buen cierre y fácil abertura , estado general y engrase ) ; la mesa rotaría ( Tornillos de las tapas, nivel de aceite , anclaje y engrase ) ; winches de aire o hidráulicos ( anclaje, mangueras de aire o hidráulicas , estado de los

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cables, guardas, niveles de aceite y engrase ) ; llaves de potencia ( Buen estado de las líneas muertas y líneas de tensión, cables de soporte , poleas , perros de amarre, pines y seguros , estado y posición de los insertos , nivel de las llaves, estado general y engrase ) ; kelly spinner ( verificar posición y estado de las mangueras, ajuste de los templetes y tornillos, funcionamiento y engrase ) ; Kellly bushing y master bushing ( revisar estado de los rodillos y de los roller, ajuste de los tornillos de la tapa , estado general y engrase ) . 4. Las plantas eléctricas A. Motores Diesel : Deben tener un monitoreo continuo por parte de los mecánicos o aceiteros , verificando presión de aceite, presión de combustible , temperatura de agua y aceite , revoluciones del motor , suministro de combustible y nivel de aceite . Deben tener instalados los matachispas con sus respectivas válvulas y líneas de agua y permanecer aseados. B. Generadores eléctricos: Deben tener un monitoreo continuo por parte del electricista, verificando su buen funcionamiento con y sin carga, Es recomendable en vista de lo delicado de estos equipos, que solamente sean operados por el electricista que conoce de su funcionamiento. 5. Transmisores de potencia: Esta parte del equipo es responsabilidad de los mecánicos, personal que es técnico en el manejo de este sector, sinembargo se puede realizar un monitoreo continuo de esta parte del equipo así: A. Motores Diesel: Deben tener un monitoreo continuo por parte de los mecánicos o aceiteros, verificando presión de aceite, presión de combustible, temperatura de agua y aceite, revoluciones del motor, suministro de combustible y nivel de aceite. Deben tener instalados los matachispas con sus respectivas válvulas y líneas de agua y permanecer aseados. B. Convertidores de torque: Deben tener un monitoreo continuo por parte de los mecánicos o aceiteros, verificando presión de aceite y temperatura, niveles de aceite y engrase.

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C. Revisar diariamente el funcionamiento de compresores de aire, clutches, frenos del malacate y freno hidrómatico, cadenas del malacate y compound, niveles de aceite y engrase de todos los movibles. 6. Sistema de lodos: El sistema de lodos debe ser del interés y cuidado de todos, pues es una de las partes más importantes en la consecución de buenos resultados en las operaciones de perforación. A. Tanques de lodo: Deben permanecer en buen estado, en lo posible limpios de sólidos, con todas sus válvulas en buen estado y operables, los agitadores en buen funcionamiento, las pistolas submarinas destapadas y con facilidad de giro, los embudos mezcladores de lodo siempre limpios si no están en uso, con las boquillas en buen estado garantizando buena presión de mezcla. B. Bombas de lodo: Deben ser revisadas en cada cambio de broca, verificar el buen estado de las correas y cadenas, las válvulas en buen estado, todas las líneas y mangueras de alta presión con sus amarres de seguridad, tener instaladas todas las guardas de seguridad, asegurar que el sistema de enfriamiento de los pistones trabaja perfectamente, verificar los niveles de aceite y engrasarla. C. Bombas centrifugas: Se debe garantizar el buen funcionamiento de las centrifugas verificando cotidianamente el buen estado de los sellos, presión de trabajo, buen estado del acople con el motor eléctrico, verificar que las líneas de succión y de descarga permanezcan sin obstrucción, que los motores eléctricos estén protegidos, funcionen perfectamente y cumplan los requisitos de capacidad de acuerdo a la centrifuga que tienen que mover. D. Equipo de control de sólidos. a. Rumbas ( Shale Shakers ) : Verificar que los motores eléctricos estén protegidos , cumplan los requisitos de capacidad para mover las rumbas, las mallas instaladas en la rumba en buen estado y adecuadas a los requisitos de la operación , tornillos tensores en buen estado y ajustados con el torque correcto, las rumbas bien niveladas y las correas en buen estado. Mantener siempre la trampa de la rumba limpia de sólidos.

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b. El desarenador(Disander), el deslimador ( Desilter ) , el desarcillador ( Mud cleaner), deben operar a la presión adecuada ( 20-30 Psi ) , tener todos los conos en buen estado y sin obstrucción , la malla del mud cleaner en buen estado y los equipos limpios. Se debe verificar que estos aparatos estén bien instalados para garantizar su buen funcionamiento c. Separadores de gas ( Di-gasser ) : Se debe garantizar la correcta instalación de estos aparatos , su buen funcionamiento , operabilidad y la instalación de la línea de descarga al quemadero. 7. Instrumentación : El instrumentista es la persona responsable de la instalación , calibración , y mantenimiento de todos los sensores o indicadores que funcionan en el equipo, sinembargo es responsabilidad de todo el personal el manejo y cuidado de todos estos aparatos. 8. Equipo de control de pozo a. Conjunto de preventores (B.O.P.): Este conjunto de válvulas hihráulicas en muy importante para la seguridad del pozo, por lo cual su instalación, prueba y mantenimiento es vital. En el momento de su montaje los anillos instalados entre la cabeza del pozo y la válvula inferior y entre las demás válvulas deben ser nuevos. Todos los tornillos que ajustan las válvulas deben ser apretados en cruz y con llave de golpe. Los niples, uniones de golpe y mangueras utilizadas en su funcionamiento deben ser de alta presión (3.000 Psi o más) para garantizar que soporten las presiones de apertura y cierre. Se debe comprobar, en por lo menos cada viaje de tubería, su perfecto funcionamiento. Cuando no se están usando deben ser destapadas, engrasadas y almacenadas teniendo precaución de taponar las entradas y salidas de fluido y proteger las ranuras donde van instalados los anillos (Ring Gasket). No se debe probar el funcionamiento de las esclusas de tubería sin haber colocado, en los preventores, la tubería del tamaño correspondiente para evitar daños. Al cambiar las empaquetaduras de las esclusas, recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario.

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b. Acumulador hidráulico y unidad de control : Se debe realizar un servicio de mantenimiento básico del acumulador por lo menos cada treinta días o cada pozo teniendo en cuenta : limpiar y lavar el filtro de aire , llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 , verificar la empaquetadura de la bomba de aire y la empaquetadura de la bomba de accionamiento eléctrico , desmontar y limpiar los filtros de succión , verificar el nivel de aceite del cárter de la cadena de rodillos de la bomba eléctrica y que el volumen de aceite en el tanque hidráulico este a nivel operativo ( entre dos tercios y tres cuartos ) , desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión , lubricar las válvulas de cuatro vías , limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador , verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador ( entre 900 y 1.000 Psi ) . c. Manifold de ahogo : Todas las válvulas del manifold deben ser de alta presión y estar en perfecto estado de funcionamiento, los anillos de las bridas deben ser nuevos, los tornillos de las válvulas deben ser apretados en cruz y con llave de golpe , el extrangulador hidráulico debe operar bien en todo momento y sus líneas deben estar protegidas, las líneas que conectan las preventoras con el manifold deben ser lo más rectas posibles y estar bien aseguradas , las válvulas deben ser engrasadas periódicamente . 3.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN A medida que se avanza en la perforación de un pozo petrolífero es necesario retirar del fondo los pedazos de rocas cortados por la broca, llamados comúnmente cortes. Este trabajo lo realiza los fluidos de perforación y sus funciones, actualmente, se encuentran bien establecidas. A continuación, se mencionan las ocho funciones básicas de los fluidos de perforación: 1. Transporte de cortes hacia la superficie 2. Suspensión de los cortes cuando se detiene la circulación. 3. control de la presión anular. 4. lubricación y enfriamiento de la sarta de perforación y la broca. 5. Soporte de las paredes del pozo 6. Flotación de la sarta de perforación y revestimiento 7. Provisión de la energía hidráulica

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8. Un medio adecuado para la toma de los registros eléctricos Las propiedades de los fluidos de perforación, tanto físicas como químicas, deben controlarse adecuadamente si se lo va a utilizar durante las operaciones de perforación. Las principales pruebas que se realizan al lodo son: 1. Control de peso (Densidad). 2. Control de propiedades reológicas ( viscosidad de embudo y viscosidad plástica , punto de cedencía ) 3. Prueba de filtrado 4. prueba de cloruros 5. Temperatura. Generalmente los miembros de la cuadrilla solo controlan el peso y la viscosidad de embudo, el resto de pruebas las realiza un ingeniero químico. 3.3 PROBLEMAS EN LA PERFORACION Durante las operaciones de perforación se presentan a veces una serie de problemas, los cuales pueden ser evitados o corregidos, si el personal conoce las causas que los producen y la manera de evitarlos o corregirlos. 1. Perdidas de circulación de lodo: Ocurren cuando se perfora a través de rocas poco consolidadas o agrietadas que absorven enormes cantidades de lodo de perforación. Las señales de que una perdida de circulación esta en proceso son: a.) Disminución del nivel de lodo en las piscinas b.) Perdida de retorno en superficie. Para subsanar este inconveniente se debe suspender la perforación y empezar el bombeo de lodo con materiales sellantes o taponantes como algodón, celofán desmenuzado, cáscara de arroz, mica picada, cuero y en ciertos casos muy críticos cemento. Una perdida de circulación puede ser causa de problemas más graves como un disparo del pozo o un reventón incontrolado, derrumbamiento de las paredes del pozo por disminución de la presión hidrostática y pegas de tubería, por tal razón es importante estar pendiente de las señales que nos avisan de la inminente presencia del problema.

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2. Derrumbe de las paredes del pozo: Casi siempre se origina cuando se perfora en formaciones poco consolidadas y en las llamadas arcillas hinchables. Este problema se puede presentar por deficiencias físicas y químicas en el lodo, alta vibración de la tubería al rotar, o por la inestabilidad de las paredes del pozo. Estos problemas se pueden subsanar utilizando lodos especiales con baja perdida de agua, instalando en la sarta absorvedores de vibración o bajando tuberías de revestimiento para cubrir las zonas de derrumbe. 3. Pegas o atascamientos de tubería de perforación: Las pegas o atascamientos de la tubería es uno de los problemas más graves que se pueden presentar durante las operaciones de perforación. Todo el personal del taladro debe estar alerta para detectar las señales de que algo anda mal dentro del hueco. Las pegas de tubería se pueden evitar si existe una comunicación efectiva entre los miembros del equipo. Lo que parece trivial para una persona, puede ser vital para otra. Asegúrese que se registra y se comunica el estado del pozo durante el cambio de turno. La mayoría de las pegas de tubería suceden durante los momentos cercanos al cambio de turno. Se debe planificar por adelantado e informar al personal sobre que formaciones o problemas potenciales están por venir , estar constantemente pendientes de que nos indica el pozo con respecto al torque , el arrastre , aumento en el volumen de los cortes , presión de la bomba , aumento o disminución de los estrokes . Toda esta información debe ser registrada en el reporte y cualquier anomalía informarla. Siempre se debe mantener la tubería en movimiento en hueco abierto, si no de esta perforando es preferible moverla hacia arriba y hacia abajo. Mantener las propiedades del lodo dentro de las especificaciones dadas por el ingeniero de lodos, especialmente el peso y la viscosidad y realizar el tratamiento de acuerdo con las indicaciones pertinentes. Mantener limpio el hueco, realizando buenas circulaciones antes de los viajes de tubería y cuando se realicen paradas por daños en las bombas del equipo,

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que impiden tener el hueco en circulación. Realizar viajes de limpieza si las condiciones del pozo así lo requieren , Limpie y repase el sencillo perforado en pozos difíciles , evite parar las bombas antes de levantar , limpie el hueco antes de tomar registros de desviación , evite bolsillos grandes en las cementadas de los revestimientos . Durante los viajes de tubería asegúrese donde están los puntos problemáticos de acuerdo a la perforación y a viajes anteriores. Controle el llenado del pozo lo más exactamente posible, no viaje la tubería rápidamente , este pendiente de las tensiones que presente la sarta , circule a limpio antes de sacar , repase los últimos tres sencillos antes de llegar a fondo especialmente si la broca salió fuera de diámetro. Finalmente sea especialmente cuidadoso a todo momento. 4. Reventones (Blow-out) e incendios: Este tema se tratara con más precisión más adelante en este manual. 3.4 REVESTIMIENTO Y CEMENTACION DE POZOS. Durante la perforación de un pozo es necesario colocar varias tuberías de revestimiento de diferente diámetro y a diferentes profundidades de acuerdo a un programa ya establecido, con el objeto de proteger las paredes del hueco y poder ponerlo en producción. Comúnmente se instalan tres clases de revestimiento, de superficie, intermedio y de producción, los cuales son cementados a las paredes del pozo. Antes de realizar las operaciones de bajada de revestimiento y cementada es necesario limpiar bien el hueco, asegurar que el lodo esta en estado optimo , calcular la velocidad de bajada para evitar daños a la formación , centralizar la sarta de revestimiento para garantizar una cementación homogénea y evitar pega de la tubería pues los centralizadores la mantienen separada de las paredes del pozo , llenar la tubería de revestimiento periódicamente , circule el revestimiento el puntos problemáticos antes que soltarle peso . Cuando vaya a perforar cemento establezca circulación arriba del tope del cemento, perfore con bajo peso sobre la broca, baja revoluciones en la rotaria y observe los retornos por si el cemento esta fresco. Esto evitara daños al

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revestimiento, un probable desprendimiento del zapato y una posible pega de tubería al fraguarse el cemento. 3.5 LA SARTA DE PERFORACION Y HERRAMIENTAS El propósito principal de la sarta de perforación es el de transmitir la rotación de la mesa rotaria a la broca, sirve para transmitir la potencia hihráulica por medio de la circulación del lodo, suministra el peso necesario sobre la broca para poder perforar, garantiza una buena construcción del hueco y llevar la terminación del hueco al objetivo planeado. Por tales razones es importante un buen diseño de la sarta de perforación, su manejo, lubricación y mantenimiento. A continuación se mencionaran las partes que conforman una sarta de perforación y sus funciones principales. 1. La broca: Existen diferentes clases de brocas de acuerdo a la dureza y tipos de formaciones a perforar. Estas brocas son diseñadas para trabajar con determinados pesos y revoluciones y con diseños hidráulicos apropiados para cada caso. 2. Collares de perforación (Drill Collar): Suministran el peso necesario a la broca para poder perforar la formación, dan rigidez a la sarta y sirven de conducto para la circulación del lodo. El uso de collares tipo espiral minimizan los pegamientos por presión diferencial, pues el área de contacto con las paredes del pozo es menor y el lodo circula más fácilmente. 3. Estabilizadores: Hay tres tipos básicos de herramientas estabilizadoras: De aleta rotatoria que pueden ser rectos o en espiral, de camisa no rotatoria, y escariador de rodillos cortantes. Estas herramientas cumplen funciones importantes en la construcción del hueco, ayudan a evitar los pata de perro y los ojos de llave, producen huecos de diámetro completo y paredes lizas, mejoran el rendimiento de las brocas y minimizan los pegamientos por presión diferencial.

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4. Tubería de perforación Heavy-wate: La tubería de perforación Hevi-Wate es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extralargas, tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación corriente para facilitar su manejo. Un distintivo sobresaliente es la sección central integrada que protege el tubo contra el desgaste por abrasión. La tubería de perforación Hevi-wate se puede trabajar en compresión para aplicar peso sobre la broca , especialmente en equipos pequeños , se puede usar en la zona de transición ( punto donde la sarta cambia de compresión a extensión ) entre los collares de perforación y la tubería de perforación ( Drill pipe ) y en la perforación direccional pues el diseño de la tubería Hevi-wate produce menos área de contacto con la pared del hoyo , lo cual redunda en menos torsión de rotación , menos probabilidad de pegamientos por presión diferencial , menos arrastre vertical y mejor control de la dirección del pozo. 5. Tubería de perforación (Drill pipe): La principal función de la tubería de perforación es transmitir la rotación de la mesa rotaria a la broca situada en el fondo del pozo, también sirve para circular el lodo de perforación. Las conexiones de la tubería de perforación requieren un tratamiento diferente a las conexiones de los collares de perforación. Los cuellos de la tubería de perforación son mucho más rígidos que el cuerpo de los tubos y raramente sufren daños de fatiga por flexión. Las conexiones de los cuellos de perforación son elementos sacrificables y nunca son tan fuertes como el cuerpo de los tubos, por lo cual se puede reparar el tubo cortando la conexión vieja y soldando la nueva. Los daños más frecuentes de la tubería de perforación son causados por la fuga de fluido, el maltrato, el desgaste de las roscas, la hinchazón de las cajas debido al desgaste del diámetro exterior, la torcedura al trabajar la tubería en compresión, el excesivo torque aplicado al apretarlos, subir y bajar la tubería sin protectores y el mal manejo al transportarla.

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6. Substitutos o cross-over : Son tubos cortos de diferente tipo de rosca y tamaño que se usan entre las herramientas o componentes de la sarta de perforación para cambiar de rosca . 3.5.1 Cuidado y manejo de la sarta de perforación y herramientas. En vista de la importancia que para las operaciones de perforación tiene la sarta de perforación , a continuación detallamos los cuidados más importantes que los miembros de las cuadrillas deben tener al manipular la sarta y las herramientas , en el momento de transportarlas , descargarlas, levantarlas o bajarlas de la mesa rotaria y al enroscarlas o desenroscarlas . 1. La broca : Debe ser siempre transportada , levantada o bajada de la mesa rotaria en su caja o estuche original . En caso contrario , se deben usar los protectores de rosca con asa para levantarla , con el objeto de protegerla de golpes en la rosca o en el cuerpo , lo que puede llevar a inhabilitarla. Al instalar las boquillas se debe garantizar que estas queden bien colocadas y ajustadas con el fin que no se suelten al iniciar la circulación . Al enroscar la broca , se debe instalar en la canasta de la broca ( Junk Basket ) , y enroscarla con el torque indicado en las tablas para cada tipo de rosca. El perforador debe tener cuidado al viajar la broca en el pozo cuando atraviese la zapata del revestimiento, al iniciar la perforación colocar sobre la broca bajos pesos y revoluciones e irlos incrementando paulatinamente , con el objeto de garantizar una adecuada soltura de los conos y su uniforme trabajo. Es recomendable repasar los últimos 60 pies del hueco , con el fin de rectificarlo y evitar que la broca entre ajustada y , de esta manera también remover los sólidos sueltos depositados en la parte inferior del hueco que pueden taponar las boquillas o producir una pega de tubería . 2. Collares de perforación : Una sarta de cuellos de perforación debe rendir muchos meses de servicio libre de contratiempos ; pero se puede echar a perder la primera vez que se introducen en el pozo si no se limpian y lubrican debidamente y si no se enroscan bajo torque medido y controlado .

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Hay tres puntos indispensables para que los cuellos de perforación den buen rendimiento : lubricar debidamente los sellos o hombros y las roscas con grasa para collares ; usar el torque correspondiente debidamente medido ; revisar en cada sacada de tubería los sellos de las conexiones y repararlos inmediatamente. Al Transportar los cuellos de perforación se debe revisar que lleven los protectores de rosca adecuados ; al levantarlos y bajarlos de la mesa rotaria se deben usar los muñecos de levantamiento ( Lifting Sub ) y asegurarse que los pines tengan los protectores correspondientes . Para el mantenimiento de los collares de perforación en el equipo se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones : Desenroscar una conexión diferente cada vez que se viaja la sarta para revisar los sellos y el estado de las roscas , inspeccionar visualmente cada collar a medida que se sacan del pozo , cada tercer viaje realizar una inspección de todos los sellos y roscas para detectar las fallas y posibles fracturas. Antes de almacenar los cuellos de perforación deben limpiarse y engrasarse y si es necesario realizar las reparaciones pertinentes. Cuando se va a aplicar el torque de enrosque se deben tener en cuenta las siguientes recomendaciones : Verifique en la tabla el valor de torque adecuado. Coloque la llave correctamente , sitúe la llave 8" abajo del sello de la caja . El indicador de torque debe estar colocado en la línea de amarre , formando un ángulo recto ( 90° ) con el brazo de la llave , realice el alado de la llave uniformemente hasta llegar al valor indicado y suéltela lentamente. 3. Tubería de perforación Hevi-Wate : Las recomendaciones para el manejo , mantenimiento y lubricación de la tubería de perforación Hevi-wate es similar a las de los collares de perforación haciendo la salvedad que la grasa que debe usarse es la misma grasa que se usa para la tubería de perforación (Drill-pipe). 4. Tubería de perforación : Al igual que los collares , el primer uso de la tubería de perforación es muy importante para obtener una larga vida. Las

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superficies recién maquinadas son más susceptibles al ludimiento hasta que se endurecen con el trabajo . Hay que tener mucho cuidado en el manejo de la tubería de perforación , los tubos deben tener colocados los protectores de rosca al levantarse , recostarse , mudarse o almacenarse . Asegúrese de limpiar bien las roscas y los hombros para remover los materiales extraños . Si se usa kerosén , gasoil u otro líquido , deje transcurrir suficiente tiempo para que se seque o lavar con agua y secar con un trapo limpio. Aplique suficiente grasa para tubería a las roscas y a los sellos . Aplique el torque correspondiente , verificando su valor con la tabla , coloque la llave en posición correcta . El indicador de torque se debe colocar en las línea de amarre , formando ángulo recto con el brazo de la llave. Revise visualmente las conexiones en los viajes de tubería y cambie la unión para soltar en cada viaje , con el objeto de poder ser revisada toda la tubería. Inspeccione periódicamente las cuñas de tubería , los cuadrantes del kelly, los elevadores para evitar daños el los tubos . No detenga el movimiento descendente de la tubería con las cuñas , esto podría producir aplastamiento o adelgazamiento del tubo , tampoco deje frotar las cuñas con la tubería al sacarla del pozo . Un buen manejo de la sarta de perforación garantiza una operación libre de riesgos y ayuda a eliminar perdida de tiempo por viajes inoficiosos , roturas de tubería y pescas . 5. Substitutos o cross-over : Estas herramientas deben ser muy bien revisadas antes de ser utilizadas. Se deben almacenar instalando los correspondientes protectores de roscas, revisar el buen estado de las roscas y los sellos , verificar que la rosca corresponde a la rosca de la sección de la sarta donde se va a utilizar , engrasar bien las roscas y los sellos y aplicar el torque correspondiente al ser conectado . Todas las herramientas que se bajan al pozo deben ser calibradas correctamente, teniendo en cuenta su diámetro interior y exterior , longitud total , longitud de pesca , si tiene diferentes diámetros calibrarlos todos ,

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reseñar su número de serie y compañía a que pertenece y realizar un diagrama de la misma donde consten todos los datos anteriores . En la sección seis se adicionan las tablas que se requieren para el buen manejo de la sarta de perforación y su respectiva identificación .

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4. CONTROL DE POZOS

Básicamente el control de un pozo consiste en controlar los excesos de presión provenientes de la formación , los cuales pueden tener consecuencias desastrosas : reventones, muertes, perdidas de equipos , perdidas de yacimientos importantes , entre otros. Por tal razón el hombre a ideado y utilizado en los últimos tiempos , técnicas y equipos de alto rendimiento , ha capacitado al personal que labora en la industria del petróleo , para poder contrarrestar estos problemas. 4.1 EQUIPO DE SUPERFICIE 1 El conjunto preventor de reventones ( BOP ). Se trata de una parte del equipo tan confiable que generalmente no se toma en cuenta. En realidad , este sistema consiste en un juego único de válvulas hidráulicas muy grande con orificios de tamaño considerable, niveles de presión altos y que además accionan con rapidez . Estas características presentan ciertas limitaciones al sistema que el personal debe conocer y observar con detenimiento. 2 Los preventores anulares. Los preventores anulares , son con seguridad los dispositivos para control de la presión de cabeza de pozo más versátiles jamás elaborados . El preventor anular se utiliza para cerrar sobre cualquier equipamiento que se encuentra dentro del pozo y como cabezal lubricador para mover o extraer la tubería bajo presión . La mayoría de los preventores anulares modernos se cierran alrededor de la kelly , las botellas de perforación , la tubería de perforación , el tubing , el cable de registros o, en caso de emergencia, el cierre total del pozo abierto.El preventor consiste en un empaquetador circular de caucho ( packer), un piston , un cuerpo y una tapa. Al bombear el fluido hidráulico hacia la cámara de cierre , fuerza el pistón hacia arriba o hacia adelante , lo que provoca que el packer se contraiga hacia adentro.

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La mayoría de los preventores anulares tienen un diseño para una presión de cierre máxima recomendada de 1.500 psi . no obstante , muchos preventores anulares tienen una cámara de presión máxima de trabajo de 3.000 psi. No es conveniente mover la tubería a través del preventor , a presiones de cierre elevadas , pues puede provocar desgaste y una falla temprana del packer. En general , para mover la tubería , la presión regulada para un preventor anular debe rondar los 800 psi . Cuando se prueba el preventor anular , debe hacerse solo sobre la tubería de perforación o de trabajo. Se requiere mayor cantidad de fluido hidráulico para cerrar un preventor anular que un ariete de tubería. Esto significa que lleva más tiempo cerrar un anular que un ariete. Presiones de cierre elevadas no significan un tiempo menor de cierre , como tampoco con las líneas de operación de diámetro mayor . se deben tomar las siguientes precauciones al utilizar el preventor anular : * Almacenar los empaquetadores en lugares fríos , secos y oscuros , mantenerlos lejos de los motores eléctricos. * Nunca aplicar mayor presión de la necesaria en la unidad de cierre , en particular al mover la tubería. * Resulta difícil mantener un buen control de calidad sobre los elementos grandes de caucho , por tal razón se debe probar al colocarlo en el preventor. * Revisar el manual del fabricante para obtener datos relacionados con el funcionamiento del preventor anular en uso. 3. Arietes . Los arietes de tubería son el constituyente básico del BOP. Es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse . En el recorte que cierra la esclusa alrededor de la tubería , se encuentra una empaquetadura de caucho autoalienable . Además , existe otro empaquetador de caucho similar ( sello superior ) en la parte de arriba de el ariete que sella la parte superior del alojamiento de el ariete en el cuerpo del preventor y así aísla la presión del espacio anular. Los arietes vienen en diferentes medidas y presiones nominales.

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La mayor parte de los arietes están diseñados de manera tal de permitir sellar la presión que proviene sólo del lado inferior . Esto significa que , al colocarlo en posición invertida , el ariete no va a mantener la presión . Además no se podrá probar la presión desde el lado superior. Por consiguiente , debe tenerse mucho cuidado al armar un conjunto , ya que deben ubicarse con el lado correcto hacia arriba . El nombre del fabricante debería figurar en la parte superior en posición normal . Tanto las aberturas de circulación como las bocas de salida laterales deben estar ubicadas por debajo del alojamiento del ariete . Hay diferentes clases de arietes : A. Arietes de tubería . Estos arietes están preparados para cerrar sobre la tubería . La ventaja y limitación fundamentales de un ariete de tubería es el recorte de medio círculo en el cuerpo del ariete. La finalidad del recorte es poder cerrar y proveer un buen sellado alrededor de una tubería de tamaño o diámetro particular. La mayoría de los arietes cuentan con guías para centrar la tubería . El recorte del cuerpo del ariete se adapta perfectamente a la circunferencia del cuerpo de la tubería. Se debe tener cuidado de no cerrar los arietes sobre la parte cónica de la tubería o , sobre el cuello , pues puede causarle daños lamentables. B. Arietes ciegos . Los arietes ciegos son una clase especial de arietes de tubería que no presenta el recorte de tubería en el cuerpo del ariete . Los arietes ciegos cuentan con elementos empaquetadores de gran tamaño y están diseñados para cerrar sobre el pozo abierto. Cuando se prueban , debe hacerse a la máxima presión de trabajo . C. Arietes de corte . Los arietes de corte son otra clase de arietes de tubería que tienen hojas filosas especiales para cortar tubulares . Dependiendo del tipo de ariete de corte y del tubular a cortar , deben utilizarse presiones más elevadas que las reguladas

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normalmente . Los arietes de corte deben probarse con presiones reducidas de aproximadamente 200 psi. D. Arietes ciegos de corte. Los arietes ciegos de corte combinan las ventajas de los arietes ciegos o de cierre de pozo abierto con los cortadores de tubería . Tienen la ventaja de cortar la tubería para luego proceder a sellar el pozo. Otra ventaja es el espacio que se gana al utilizar un solo juego de arietes. E. Arietes de diámetro variable. Los arietes de diámetro variable sellan sobre distintos diámetros de tubería o kellies hexagonales . Se utiliza sobre todo en conjuntos submarinos de BOP. Por lo general los arietes de tubería cierran normalmente con una presión de 1.500 psi , es una buena regla que no debe modificarse arbitrariamente . No se deben probar los arietes de tubería sin haber colocado , en los preventores , la tubería del tamaño correspondiente para evitar daños. Al cambiar las empaquetaduras de los arietes , recordar que la mayoría de los problemas surgen por cierres y sellos de compuerta inadecuados. Es importante inspeccionar y reemplazar estos sellos todas las veces que sea necesario , cada vez que se cambien los arietes. Tanto las juntas de tubería como el tubing pueden moverse a través de los arietes accionados . Para ello , la presión de cierre debe reducirse hasta los 200 ó 300 psi para disminuir el desgaste de la superficie de la empaquetadura. 4.2 UNIDADES ACUMULADORAS DE PRESION. Fig 5 Al producirse una surgencia es esencial cerrar el pozo para evitar una surgencia mayor . Para esto es necesario utilizar un sistema de cierre rápido y eficaz . Los sistemas de acumuladores hidráulicos son las primeras unidades de cierre en dar buenos resultados. La finalidad del acumulador es proveer una forma rápida , confiable y práctica de cerrar los BOP en caso de surgencia.

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Dada la importancia del factor confiabilidad , los sistemas de cierre poseen bombas extra y volumen en exceso de fluido , al igual que sistemas alternativos o de reserva. El fluido de control puede consistir en un aceite hidráulico o en una mezcla especial de productos químicos y agua que se almacena en botellones o cilindros de acumulador a 3.000 psi. A medida que disminuye la presión en los botellones del acumulador , las bombas de aire o eléctricas instaladas para recargar la unidad arrancan en forma automática. Debe realizarse un servicio de mantenimiento del sistema básico del acumulador , por lo menos , cada treinta días o cada pozo. Para el mantenimiento del acumulador maestro , es necesario : * Limpiar y lavar el filtro de aire . * Llenar el lubricador de aire con aceite SAE 10 , o el que se especifique. * Verificar el empaque de la bomba de aire . El empaque debe estar lo suficientemente flojo para que el pistón se lubrique , pero no tanto como para que gotee . * verificar el empaque de la bomba de accionamiento eléctrico. * Desmontar y limpiar los filtros de succión , que se encuentran en las bocas de succión de las bombas de aire y eléctrica . * Verificar el nivel de aceite del carter de la cadena de rodillos de la bomba eléctrica , el cual debe estar siempre lleno de aceite adecuado ( si es de transmisión de cadena ) . Controlar el fondo del carter de aceite por si hay agua. * El volumen de fluido en el reservorio hidráulico debe mantenerse al nivel operativo , en general entre dos tercios y tres cuartos. * Desmontar y limpiar los filtros hidráulicos de alta presión. * Lubricar las válvulas de cuatro vías ( válvulas operativas ) . Existe un alemite de grasa en el brazo de la armadura de montaje y , por lo general , una copa engrasadora para el vástago del émbolo. * Limpiar el filtro de aire que se encuentra en la línea del regulador. * verificar la precarga de los botellones individuales del acumulador , la lectura debe estar entre las 900 y 1.100 psi . 1. Requisitos de volumen .

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El sistema del acumulador debe tener capacidad suficiente para proveer el volumen necesario para cumplir o superar los requerimientos mínimos de los sistemas de cierre . La idea principal es mantener una reserva energética suficiente para el sistema acumulador de manera de poder operar la columna y así tener más energía que la restante de la precarga de nitrógeno. Una rápida estimación de un sistema típico de 3.000 psi se realiza utilizando la mitad del volumen de los botellones del acumulador. Los cálculos demuestran que aproximadamente la mitad del volumen total de los botellones puede utilizarse antes de que la presión disminuya hasta llegar a los 200 psi por sobre el nivel de precarga . Un botellón de 20 galones tiene un volumen aprovechable de 10 galones . Ejemplo . Requerimientos esttimativos de volumen del acumulador , utilizando un factor de cierre de 1.5 : Preventor anular hydril GK 13 5/8" para cerrar = 17.98 gal Tres arietes cameron tipo U 13 5/8" para cerrar 5.8 galones x 3 juegos de arietes = 17.40 gal TOTAL = 35.38 gal Requerimiento del acumulador 35.38 galones x 1.5 ( factor de cierre ) = 53,07galones aprovechables . Se redondean al múltiplo de 10 más cercano y se obtiene 60 galones aprovechables . Por lo tanto se necesitan seis botellones de 20 galones c/u , que darían 60 galones de fluido aprovechable. ( De los 120 galones de capacidad ) . 2. Fluidos de carga del acumulador. El fluido utilizado para el acumulador debe ser un lubricante anti-corrosivo , anti-espumoso y resistente al fuego y a las condiciones climáticas adversas . Además debe impedir el ablandamiento o resquebrajamiento de los elementos selladores de caucho . El aceite hidráulico posee estas característics. El uso de de aceites inadecuados o de aguas corrosivas puede dañar el acumulador y los elementos de cierre del conjunto de BOP.

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3. La precarga de nitrógeno . Un elemento importante del acumulador es la precarga de nitrógeno de 1.000 psi en los botellones. En caso que los botellones pierdan la carga por completo no podrá almacenarse ningún fluido adicional bajo presión . Es necesario mantener la precarga de nitrógeno cerca de los 1.000 psi. El nitrógeno tiende a filtrarse o desaparecer con el tiempo. Para controlar la precarga de los acumuladores es necesario : * Cerrar el paso de aire a las bombas de aire y de energía a las bombas eléctricas . * Cerrar la válvula de cierre del botellón . * Abrir la válvula de purga y purgar el fluido hacia el reservorio principal . La válvula de purga debe permanecer abierta hasta verificar la precarga. * Quitar la protección de la válvula de precarga del botelllón del acumulador . Enroscar el conjunto de carga y medición. Abrir la válvula de precarga del acumulador enroscando hacia abajo la manija en forma de T. Controlar la presión de precarga , el medidor debe proporcionar una lectura de 1.000 psi y 1.100 psi . Purgar en caso de que la presión sea excesiva . Cerrar la válvula de precarga desenroscando la barra T , luego retirar el conjunto de carga y medición , volver a colocar la protección . * Abrir la válvula de cierre del botellón . * Reconectar el paso de aire y energía , la unidad debe recargarse en forma automática . 4.3. Manifold de ahogo. El manifold de ahogo sirve para facilitar la circulación desde el conjunto de BOP bajo una presión controlada . las distintas entradas y salidas proporcionan rutas alternativas para poder cambiar los extranguladores o reparar las válvulas. 1. Estranguladores El estrangulador es un elemento que controla el caudal de circulación de los fluidos . Al restringir el paso del fluido con un orificio , se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método de

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control del caudal de flujo y de la presión del pozo. Hay diferentes tipos de estranguladores : 1. Estrangulador fijo ( portaorificio ) , permiten la instalación o cambio de orificios calibrados. 2. Estrangulador manual ajustable , posee un vástago ( aguja ) y asiento cónicos . A medida que el vástago se acerca al asiento , disminuye el espacio anular y se restringe el paso del fluido. Esto produce una mayor contrapresión en el pozo. 3. Estrangulador ajustable a control remoto. ( Choke hidráulico ). Tienen la ventaja de permitir monitorear presiones, emboladas , y controlar la posición relativa de apertura del estrangulador desde la consola. Utilizan un vástago que se mueve hacia dentro y hacia fuera de una compuerta de estrangulamiento cónica. 4.4. Equipo de manipuleo de gas. El equipo de manipuleo de gas es una parte esencial del equipo de control de reventones . La ausencia de este equipo dificultaría las operaciones de control de pozos , y las haría más peligrosas debido a la acumulación de gas en el lugar de trabajo . la finalidad de este equipo es remover grandes volúmenes de gas que podrían generar mezclas explosivas al combinarse con el aire alrededor del equipo. Mencionaremos dos de uso común : 1. Separadores de gas , es un recipiente simple con aberturas conectadas al final del manifold o línea de estrangulación justo antes de la entrada del fluido a los tanques de lodo . 2. Degasificadores , tiene una capacidad muy limitada para manejar volúmenes de gas ; sin embargo , al ser bajo el volumen de gas entrapado en el fluido normalmente el degasificador es adecuado . Los degasificadores separan el fluido del gas mediante una cámara de vacío , una cámara presurizada , un rociado centrifugo o una combinación de estos diseños. 4.5. Válvulas de seguridad y flotadoras.

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1. Válvula superior del Kelly ( Upper kelly valve ) ; es una válvula unidireccional , su objetivo principal es proteger la manguera del kelly , la unión giratoria y el equipo de superficie de la alta presión del pozo 2. Válvula inferior del kelly ( lower kelly valve ) ; se utiliza como reserva de la válvula superior , permite la remoción de la kelly cuando la presión esta en la tubería . Se utiliza también como válvula economizadora de lodo. 3. BOP interior ( Inside BOP ) ; es una válvula unidireccional a resorte que puede ajustarse en posición abierta mediante un vástago roscado . Se utiliza para bajar en el pozo bajo presión. Permite la circulación del pozo , evitando que la presión o el fluido reversen por el interior de la tubería. 4. Válvulas de contrapresión ; la válvula de flotación estándar , ubicada justo encima de la broca , sirve para proteger el conjunto del fluido de retorno o de reventones internos . Los tipos más comunes son de pistón a resorte o de charnela o compuerta. Algunas válvulas flotadoras tienen aberturas , es decir , uno o más orificios pequeños que atraviesan la flotadora a fin de determinar la presión por debajo. 4.6. PRINCIPIOS BASICOS DE LA PRESION . 1. ¿Que es Presión ? Es la fuerza que se ejerce o aplica sobre una superficie . Los tipos de presión que enfrentamos a diario en la industria petrolera son : Presión de fluidos , presión de formación , presión de fricción , presión mecánica y presión humana. La comprensión de las presiones es un factor importante para entender el control de pozos . cuando se exceden ciertos límites de presión , las consecuencias pueden ser desastrosas ; reventones , muertes ,etc. 2. Presión de fluido . Para nuestro propósito , los fluidos que consideraremos serán los asociados con la industria petrolera . Estos fluidos son el petróleo , el gas , y líquidos tales como agua , fluidos de terminación , agua salada y lodos de perforación.

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Los fluidos ejercen presión . Esta presión es el resultado de la densidad o peso del fluido, por lo general la densidad se mide en libras por galón ( ppg ) . Un fluido pesado ejerce mayor presión simplemente porque su densidad es mayor que la de un fluido más liviano. La fuerza que ejerce un fluido en un punto dado se suele medir en libras por pulgada cuadrada ( psi ) . Para calcular cuánta presión ejerce un fluido de una determinada densidad , se utiliza un gradiente de presión . Este , en general , se expresa como la fuerza que ejerce el fluido por pie de altura , y se mide en psi/pie . 3. Gradiente de presión . 0,052 es un factor de conversión que convierte la densidad de un fluido en un gradiente de presión . El gradiente de presión es el aumento de presión por unidad de profundidad . Por lo tanto si un fluido pesa 1 ppg , lo único que hay que hacer es multiplicarlo por el factor 0.052 y obtendremos el gradiente de presión . Ejemplo . Calcular el gradiente de presión de un fluido de una densidad de 10.3 ppg. Gradiente de presión = densidad del fluido x factor de conversión Gradiente de presión = 10,3 ppg x 0,052 Gradiente de presión = 0, 535 psi / pie 4. Presión hidrostática . La presión hidrostática es la presión total del fluido en un punto dado del pozo. "Hidro" significa agua o fluidos que ejercen presión como el agua , y "estática " significa que no esta en movimiento. Por lo tanto , presión hidrostática es la presión ejercida por una columna de fluido que no esta en movimiento.

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En los cálculos de presión hidrostática es necesario conocer la diferencia entre profundidad vertical verdadera ( PVV ) y profundidad medida ( PM ), sobre todo en pozos desviados . Para los cálculos correspondientes se toma siempre la profundidad vertical verdadera , debido a que la gravedad tira directamente hacia abajo a lo largo de un paso en verdad vertical . Ejemplo ¿ Cual será la presión de fondo en un pozo cuya densidad de fluido es de 9,2 ppg , la profundidad medida es de 6.750 pies y la profundidad vertical verdadera es de 6.130 pies ? Presión hidrostática = Profundidad (PVV) x densidad x factor de conversión Presión hidrostática = 6.130 pies x 9,2 ppg x 0,052 Presión hidrostática = 2.932 psi . 5. Presiones manométrica y atmosférica . Un manómetro ubicado en el fondo de una columna de fluido , que lee la presión hidrostática de esa columna , también esta leyendo la presión atmosférica que se ejerce sobre esa columna . Esa presión normalmente es considerada de 14.7 psi . 6. Tubo en U . Por lo general en el pozo , se tiene fluido tanto dentro de la tubería como del casing . La presión atmosférica puede omitirse , ya que es la misma para ambas columnas. En realidad , existe un tubo en U , tal como se muestra en la figura , con el espacio anular del casing en un lado y la columna de tubería en el otro . Cuando hay diferencia en las presiones hidrostáticas de ambos lados ( presión diferencial ) , el fluido va a intentar alcanzar un punto de equilibrio . Este fenómeno se denomina efecto de tubo en U y ayuda a entender porqué suele haber flujo desde la tubería al realizar las conexiones. Tubería de casing perforación

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peso lodo peso lodo 10.0 ppg 10.2 ppg fondo del pozo El pozo en un tubo en " U ". Ejemplo . Calcular la presión diferencial en un pozo de 10.000 pies de profundidad vertical verdadera , con densidad de lodo en la tubería de 10 ppg y 10.2 ppg en el casing y calcular la caída de nivel de fluido en el anular . Presión Hidrostática tubería = 10.000 pies x 10 ppg x 0.052 presión hidrostática tubería = 5.200 psi Presión hidrostática casing = 10.000 pies x 10,2 ppg x 0.052 Presión hidrostática casing = 5.304 psi Presión diferencial = 5.304 psi - 5.200 psi = 104 psi. La caída de nivel se calcula con la formula de presión hidrostática así: Presión Hidrostática = PVV x Peso lodo x factor PVV = Presión hidrostática / peso lodo x factor PVV = 104 psi / 10.2 ppg x 0.052 = 196 pies = Caída de nivel. 7. Porosidad y permeabilidad . Aunque no son presiones , la porosidad y la permeabilidad son importantes para entender la forma en que actúan algunas presiones. La porosidad es una medida de la abertura de las rocas , en las que el petróleo, el gas o el agua pueden alojarse . Al efectuar una evaluación microscópica de un reservorio de roca , podrá observarse que su solidez no es más que aparente , ya que esa roca posee pequeñísimas aberturas , que se denominan poros. Por lo tanto se dice que una roca con poros posee porosidad.

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Permeabilidad es otra característica de los reservorios de roca , es decir , que los poros de la roca deben estar conectados , de manera que los hidrocarburos puedan trasladarse de un poro a otro e igualmente brotar hacia el pozo. 8. Presión de la formación . La presión de la formación es la que existe entre los espacios porales de la roca de esa formación . Esa presión resulta del peso de las capas rocosas por encima de la formación , que ejerce presión tanto sobre los fluidos porales como sobre los granos. Las clasificaciones de la presión de formación se relacionan con la presión de los poros de la roca de la formación y de la densidad del fluido nativo contenido en los espacios porales. * Presión normal , las formaciones de presión normal ejercen una presión similar a la que ejerce una columna de fluido nativo desde la formación hasta la superficie , por lo general este gradiente de presión oscila entre 0,433 a 0.465 psi / pie , pero puede variar dependiendo de la región geológica . El gradiente de presión para el agua dulce es de 0,433 psi / pie . En formaciones con presiones normales , los granos que componen las rocas soportan la mayor parte del peso de las capas rocosas ( sobrecarga ) . Mientras aumenta la sobrecarga , los fluidos porales tienen libertad para trasladarse y el espacio poroso se reduce por la compactación. * Presiones anormales , Las formaciones con presiones anormales ejercen presiones mayores que la hidrostática ( o gradiente de presión ) del fluido contenido en la formación. Las formaciones con presiones anormales , se generan porque durante la fase de compactación , el movimiento del fluido de los poros se restringe o se detiene , forzando de esa manera a que la sobrecarga sea soportada más por el fluido de los poros que por los granos . esto da como resultado una presurización de los fluidos porales , excediendo por lo general los 0,465 psi / pie de gradiente . * Presiones subnormales , las formaciones con presiones subnormales , por lo general , tienen gradientes de presión inferiores a los del agua dulce o se a menores que 0,433 psi /pie . Esto puede suceder por la desaparición total o

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parcial de la sobrecarga . El hombre también puede generar presiones subnormales a través de la producción de fluidos de formación . * Prueba de integridad de la formación , la resistencia e integridad de la formación se puede determinar a través de una prueba de admisión ( perdida ) o de una prueba de presión de integridad . Se trata de un método que se utiliza para estimar la presión y / o la densidad del fluido que puede soportar la zona debajo del casing. 9. Perdidas de presión y presiones de circulación . Fricción es , sencillamente , la resistencia al movimiento . Para superar la fricción y mover una cosa se debe aplicar una fuerza o presión . La cantidad de fuerza que se utiliza para superar la fricción se denomina perdida por fricción , y se puede medir de muchas formas . Se puede perder muchas miles de psi de presión por todas las líneas y tuberías en un pozo , al poner el sistema en circulación . Cuando se está circulando el pozo , se aumenta la presión de fondo de acuerdo a la fricción que se está superando en el espacio anular . Cuando las bombas están paradas , se reduce la presión de fondo de pozo , porque no se está superando ninguna fuerza de fricción. 10. Presión de compresión ( surgencia ) y de pistoneo ( swabeo ) . La presión total que actúa en un pozo se ve afectada cada vez que se saca o se baja tubería al pozo. En la sacada se crea una " presión de pistoneo " , la cual reduce la presión en el pozo . Este pistoneo ocurre porque el fluido del pozo no puede bajar con la misma velocidad con que la tubería está subiendo , reduciendo la presión por debajo de la columna. Cuando se baja la tubería demasiado rápido , el fluido no tiene tiempo de despejar el camino e intenta comprimirse. Las presiones del fondo pueden llegar a alcanzar a veces el punto de pérdida o fractura de la formación. A menos que haya un excedente de densidad de fluido que compense el efecto de pistoneo , puede entrar fluido de formación al pozo y provocar una surgencia. Este excedente se conoce como margen de seguridad o de carrera,

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dado que este margen es aproximadamente igual a la presión de circulación anular , se puede utilizar la densidad equivalente de circulación para calcular el margen necesario. 11. Presión de fondo de pozo. Las paredes del pozo están sujetas a presión. La presión hidrostática de la columna de fluido constituye la mayor parte de la presión , pero la que se requiere para hacer subir el fluido por el espacio anular también incide en las paredes del pozo . Por lo general esta presión no es mucha , y rara vez excede los 200 psi. La contrapresión , o las presiones ejercidas desde el estrangulador , aumentan la presión del fondo del pozo. Por lo tanto la presión del fondo del pozo se puede estimar sumando todas las presiones que tienen incidencia en el espacio anular. *Pozo estático : Si no hay fluido en movimiento . La presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática del lado anular. *Circulación Normal : Durante la circulación , la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular, más la pérdida de presión en el espacio anular. *Circulación con BOP rotariva : la presión de fondo de pozo es igual a la presión hidrostática en el lado anular , más la pérdida de presión en el espacio anular ,más la contrapresión de la BOP rotativa . *Circulación de una surgencia al exterior del pozo : La presión de fondo es igual a la presión hidrostática en el lado anular , más la perdida de presión el el espacio anular , más la presión del estrangulador ( casing ) . 12. Presión diferencial ( Condiciones estáticas ). La diferencia entre la presión de formación y la presión hidrostática de fondo de pozo es la presión diferencial.

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*Sobrebalanceada : significa que la presión hidrostática es mayor que la presión de formación. *Subbalanceada : Significa que la presión hidrostática es menor que la presión de formación. *Balanceada : Significa que la presión hidrostática es igual que la presión de formación. 4.7 PRINCIPIOS BASICOS DE LAS SURGENCIAS . 1. ¿ Qué es una surgencia ? Una surgencia es una entrada no deseada de fluidos de la formación dentro del pozo . Si se la reconoce y se controla a tiempo , una surgencia puede ser manejada y eliminada del pozo en forma segura . Si se la deja proseguir su curso , puede tornarse incontrolable . Esto es lo que se conoce como reventón , que no es otra cosa que una surgencia fuera de control ( Blowout ) . La mejor forma de evitar una surgencia es que el fluido del pozo sea suficientemente pesado para controlar las presiones de la formación , y suficientemente liviano para evitar que se pierda circulación o que se disminuya la velocidad de perforación. Algunos procedimientos para predecir las presiones de formación son : Información geológica , sísmica e histórica , indicadores obtenidos durante la perforación , perfiles del pozo obtenidos mediante cable. 2. Indicadores de surgencia obtenidos durante la perforación . Las siguientes son las señales más habituales que indican una zona de presión anormal . Esas señales deben ser interpretadas por una dotación experimentada, porque muchas de ellas pueden tener otras explicaciones : A. Variaciones en la velocidad de penetración . Lo normal es que la velocidad de penetración disminuya con la profundidad , debido al aumento de la dureza y densidad de la roca . El aumento de la

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velocidad de perforación indica un aumento en la presión de formación . La velocidad aumenta cuando se penetra en una zona de presión anormal porque las formaciones contienen más agua y son más blandas. Otros factores también afectan la velocidad de penetración : Cambios de formación , factores hidráulicos , peso sobre la broca , tipo de broca , estado de la broca, velocidad de rotación , propiedades del lodo , peso del lodo , la actitud del perforador . B. Variación en la forma y tamaño de los cortes. Por lo general el tamaño y la forma de los cortes disminuye a medida que la broca se desafila durante la perforación , siempre que las condiciones y el diferencial de presión se mantengan constantes . Sin embargo , si el diferencial de presión cambia ( si aumenta la presión de formación ) la broca desafilada cortara con mayor eficacia , por lo que el tamaño de los cortes aumentará y su forma cambiara . C. Aumento del torque y del arrastre . Durante la perforación normal , el torque rotativo aumenta a medida que aumenta la profundidad , debido al contacto entre las paredes del pozo y la tubería . El aumento en la presión de formación provoca que penetren mayores cantidades de recortes de arcillas al pozo . Estos tienden a adherirse , a impedir la rotación de la broca o a acumularse alrededor de las botellas de perforación , lo que aumenta el torque rotativo y el arrastre al realizar las conecciones , esto es un buen indicador del aumento de la presión de formación . D. Aumento en el contenido de gas . El aumento del contenido de gas en el fluido de perforación constituye una buena señal para detectar zonas de presión anormal . Sin embargo , los recortes con gas no siempre son consecuencia de una condición no balanceada . por eso es importante utilizar continuamente en las rumbas un detector de gas para detectar presiones anormales. La presencia de gas de conexión y de gas de viaje puede ser una seña del aumento de la presión de poros.

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3. Causas de las surgencias . Siempre que la presión de la formación exceda la presión que ejerce la columna de fluido del pozo ( Presión Hidrostática ) , puede ocurrir que el fluido entre en el pozo . Esto puede tener su origen en uno, o en una combinación , de los siguientes factores : * Densidad insuficiente del fluido , bajo peso del lodo. * Llenado deficiente del pozo. * Pistoneo - compresión . * Perdida de circulación . * Obstrucciones en el pozo. * Aumento en la presión de la formación . * Problemas con el equipo de control de pozo . 4.8 . Identificación de las surgencias . Puede ocurrir una surgencia en cualquier momento en que no se ejerza suficiente presión pozo abajo para controlar la presión de la formación , por lo que tenemos que ser capaces de reconocer e identificar ciertas señales que la advierten , para poder tomar las medidas del caso. Jamas se debe tratar de buscar otras explicaciones a estas señales hasta que no se haya comprobado que el pozo no esta fluyendo . Las señales de advertencia más habituales son : * Aumento en el caudal de retorno . * Incremento en el volumen de las piscinas . * Rastros de gas o petróleo durante la circulación. * Disminución de la presión de la bomba . * Aumento en las emboladas de la bomba. * Pozo fluyendo. * Llenado deficiente del pozo durante la sacada de tubería . * La tubería sale llena. * Variación en el peso de la sarta . * Perdida de retorno de lodo al bajar tubería.

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4.9. Procedimientos para controlar una surgencia . Una vez detectada una surgencia , el pozo debe controlarse siguiendo los procedimientos adecuados . Los procedimientos de cierre de pozo se basan en el sentido común , el problema son los individuos . En situaciones de emergencia , deben reinar un estricto control y disciplina en el equipo . Ejercicios de simulacro de una surgencia se deben practicar continuamente. Una ves detectada una surgencia se debe cerrar el pozo tan pronto como sea posible utilizando el método acordado de antemano. Los procedimientos de cierre de pozo están destinados a : * Detener la entrada del fluido de formación al pozo. * Proteger el personal y el equipo. * Brindar la oportunidad de organizar el procedimiento para matar el pozo. * Permitir la lectura de presiones en la tubería y en el casing . A. Procedimiento de verificación de flujo perforando . 1. Alertar a la cuadrilla . 2. Detener la rotación . 3. Levantar el kelly hasta que la unión de la tubería quede tres pies por encima del nivel de la mesa rotaría . 4. Parar las bombas . 5. Observar el anular para verificar si hay flujo en el pozo. B. Procedimiento de cierre durante la perforación . Cierre blando . ( Estrangulador abierto ) . 1. Abrir la válvula hidráulica de la línea del estrangulador ( HCR ) . 2. Cerrar el BOP asignado . 3. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite que el casing pueda soportar . 4. Notificar al personal de la compañía operadora . 5. Leer y registrar presión de cierre interior de la tubería ( PCIT ) y presión de cierre interior del casing ( PCIC ) , al instante de cerrar y después cada minuto.

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C. Procedimiento de verificación de flujo durante la bajada o sacada de tubería . 1. Alertar a la cuadrilla . 2. Sentar la tubería sobre las cuñas , con la unión de la tubería tres pies por encima de la mesa rotaría . 3. Colocar la válvula de seguridad interior de la tubería ( Inside BOP ) abierta . 4. Observar si hay flujo en el pozo . En todo viaje de tubería verificar si hay flujo en el pozo antes de retirar el B.H.A. D. Procedimiento de cierre de pozo durante la bajada o sacada de tubería . Cierre blando ( Estrangulador abierto ) . 1. Instalar la válvula de seguridad interior de la tubería ( Inside BOP ) abierta. 2. Cerrar la válvula inside BOP . 3. Abrir la válvula hidráulica de la linea de estrangulador ( HCR ) . 4. Cerrar el estrangulador verificando que la presión no exceda el límite que el casing puede soportar . 5. Notificar al personal de la compañía operadora . 6. Levantar y conectar el kelly , abrir la válvual inferior del kelly ( lower kelly valve ) . Si no se tiene una válvula de retención instalada en la tubería , asegurarse de que el euipo de superficie este lleno antes de abrir la lower kelly valve. 7. Leer y registrar la presión de cierre interior de la tubería ( PCIT ) y la presión de cierre interior del casing ( PCIC ) , al instante de cerrar y después cada minuto . 4.10 . Responsabilidades . Cada miembro de la cuadrilla y de la parte directiva debe conocer su lugar a ocupar y sus responsabilidades en los trabajos de control de pozo . La principal responsabilidad de cada miembro es mantener una línea de comunicación continua y clara . A continuación se mencionan las responsabilidades individuales de los miembros de la cuadrilla : Perforador .

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* Su principal responsabilidad es la identificación de la surgencia y su verificación . * Cierra el pozo . * Notifica al supervisor . * Organiza a la cuadrilla para la operación de matar el pozo. * Permanece en la consola de perforación para operar el equipo y la bomba de perforación durante la operación de ahogo de pozo. Jefe de equipo /Supervisor . * Está a cargo de las operaciones del equipo . * Verifica que en los cambios de turno , los relevos se hagan correctamente y notifica al ingeniero de operaciones , las operaciones de control de pozos . * Puede ser responsable de operar el estrangulador c de designar a otro para su operación . Ingeniero de operaciones . * Tiene la responsabilidad general . * Da las instrucciones , supervisa las operaciones y se asegura de que el personal conozca sus obligaciones. * Realiza los cálculos correspondientes para matar el pozo. * Permanece en la consola del super choke . Encuellador . * Se dirige al área de tanques de lodo y dispone la adecuada secuencia de operación del separador de gas , el degasificador y los tanques de lodo . * Se pone a ordenes del ingeniero de lodos y supervisa la adición de los materiales al lodo, coordinando al personal de patio . * Garantiza que los equipos y bombas de lodo funcionen bien. Cuñeros . * Ayudan a realizar las operaciones de cerrar el pozo .

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* Se reportan a su lugar asignado para el control del pozo . * Sigue las instrucciones del perforador . Electricista y mecánico . * Pendientes de los motores y del funcionamiento del acumulador. * Esperan ordenes. Ingeniero de lodos . * Se dirige a los tanques de lodo . * Supervisa las operaciones de densificación . * Se ocupa de mantener la densidad del fluido y las propiedades constantes . Obreros de patio . * Se dirigen al lugar de mezcla de materiales químicos y se ponen a ordenes del encuellador . Bodeguero / Administrador . * Se encarga de coordinar las comunicaciones con la oficina principal . * Mantiene comunicación con el ingeniero de operaciones y jefe de equipo . * Espera ordenes . Paramédico / Soldador . * Se encargan de tener listos los equipos de primeros auxilios . * Retiran los carros de las instalaciones del pozo . * esperan ordenes .

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5. SEGURIDAD INDUSTRIAL

En el mundo actual de responsabilidades , la seguridad es una preocupación fundamental tanto para los operadores como para los contratistas . las estadísticas de seguridad y el desempeño de las cuadrillas son factores cruciales para decidir si se asigna o no un contrato aun equipo . La seguridad es importante no solo por fines contractuales o del seguro , sino por la protección de nuestro recurso más preciado : La vida humana . Las heridas , discapacidad, y muerte son con frecuencia el resultado de la falta de cuidado y del incumplimiento de las prácticas de seguridad .

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El equipo de seguridad personal debe cumplir con las normas de ( OSHA ) , e incluir , como mínimo : 1. Protección auditiva: A. En áreas de alto ruido constante B. En áreas de alto ruido intermitente 2. Protección de la cabeza ( casco): A. En lugares con riesgo de caída de objetos B. En lugares con objetos voladores C. Cuando haya exposición a shock eléctrico D. Los casos deben cumplir con las normas del ( número 289.1-1968 industrial Head ) . 3. No utilizar ropa suelta o floja cerca de equipos en movimiento . Debe utilizar indumentaria de protección durante : A. Manipuleo de químicos. B .Exposición al sol (camisas y pantalones) C. En áreas con posibilidad de fuego o salpicaduras químicas. 4. La protección de los pies consistirá de: A. Botines con puntera de seguridad 5. Debe utilizarse protección ocular durante tareas de : A. Afilado , esmerilado , cincelado. B. Manipuleo de químicos C. Soldadura o corte ( para soldar , las lentes deben ser ahumadas) D. En presencia de fluidos , polvo , astillas , esquirlas. 6. Deben utilizarse respiradores ( individuales ) durante : A. Trabajos en áreas con H2S o gas tóxico. B. Trabajos con cloro . C. Trabajos de soldadura de objetos galvanizados. Nota : cuando se utilicen respiradores ,el "sistema amigo " también debe ponerse en practica . Se debe verificar los tanques vacíos y las área para detectar niveles de gases tóxicos y Oxigeno antes de ingresar en ella . 7. Deberán utilizase cinturones de seguridad con cuerda durante : A . Ascenso y descenso de la torre . B . Trabajo en la torre . C . Trabajo en las BOPs .

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D . Donde una caída pudiera causar heridas o muerte. Nota : Las herramientas deben estar sujetas a una cuerda para evitar caída y heridas al personal ubicado debajo de ellas . Cuando se trabaja en áreas aisladas , reportarse periódicamente , o procurar que otra persona lo controle en su puesto . Queda absolutamente prohibido el uso de drogas ilegales , bebidas alcohólicas y armas de fuego . Es obligatorio asistir a todas las reuniones de seguridad . 5.1. Gases tóxicos . Los gases tóxicos han sido siempre una preocupación para la industria del petróleo, el principal peligro es la muerte por inhalación . Cuando el gas en el torrente sanguíneo excede la cantidad que el organismo puede oxidar , ocurre el envenenamiento , que afecta el sistema nervioso central . la respiración se hace dificultosa inmediatamente y es seguida por la parálisis , a medida que aumentan las concentraciones . El individuo muere sí no es llevado de inmediato hacia un área de aire puro , y asistido con respiración artificial para estimular la respiración natural . Los gases tóxicos más comunes presentes en operaciones en yacimientos son : El aire como referencia tiene un peso específico = 1.0 GAS PESO CONCENTRACION ESPECIFICO LETAL Dióxido de Carbono ( CO2) 1.52 100.000 Monóxido de carbono ( CO ) 0.97 1.000 Cloro ( CL2) 2.45 1.000 Cianuro de Hidrógeno ( HCN) 0.94 300 Sulfuro de Hidrógeno ( H2S ) 1.18 600 metano ( CH4 ) 0.55 varia Anhídrido sulforoso ( SO2 ) 2.21 1.000

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Estas concentraciones son mortales , exposición a niveles menores puede causar alguno o una combinación de estos síntomas : 1. Somnolencia 2. Fatiga 3. Vértigo 4. Irritación de los ojos 5. Dolor de cabeza 6. Tos 7. Sequedad en nariz ,garganta y pecho 8. Molestias en nariz , garganta y pecho 9. Nauseas 10. Problemas gastrointestinales . 5.2. Acido sulfídrico ( H2S ) o gas agrio . Es un gas altamente tóxico , incoloro , que en bajas concentraciones huele a huevos podridos . Este gas paraliza rápidamente el sentido del olfato , por eso el olor no es un medio muy confiable para su detección . Es asimismo altamente inflamable y corrosivo , y por ser más pesado que el aire usualmente se deposita en zonas bajas . Cuando de trabaje en un área con probabilidad de exposición a gases tóxicos como el H2S, ud deberá : 1. Conocer siempre la dirección del viento 2. Estar alerta por cualquier señal de las alarmas detectoras de gas . Estas deben revisarse diariamente . 3. Conocer las vías de escape 4. Tener a mano respiradores en buenas condiciones 5. Tener un buen entrenamiento en H2S. 6. Asegurarse de que haya equipo de primeros auxilios disponible . Cuando se trabaje en un área donde hubo exposición al H2S , al tomar conocimiento ud , debera :

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1. Mantener la calma 2. Retener la respiración 3. Colocarse el respirador 4. Si fuera posible , y sin ponerse en peligro , ayudar a otros en problemas 5. Evacuar inmediatamente el area . ( Es probable que sólo cuente con cinco minutos de aire ) . Es extremadamente importante que primero se proteja usted.

6. BIBLIOGRAFIA

1. Manual de perforación DRILCO -GRANT , edición 1997. 2. Manual de control de pozos , Well Control School , edición 1997 3. Manual del perforador , Novena edición 1974 . 4. Curso para operadores sobre manejo de producción , Ing Carlos M Sierra , Universidad Nacional de Colombia . 1992 .

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ANEXO

TABLAS Y FORMULAS

PERFORACIONES EL DORADO

CURSO PARA OPERADORES DE PERFORACION

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JESUS MARIA RIAÑO GAITAN

TOOL PUSHER DE PERFORACION Y WORKOVER

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