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Componentes De Un Taladro De Perforacin Petrolera

Un taladro moderno de Perforacin rotatoria, de cualquier tipo consiste de 5 componentes Principales: 1) Broca de perforacin y sarta de perforacin. 2) Sistema de circulacin del fluido de perforacin. 3) Sistema de Movimiento de la sarta de perforacin. 4) Sistema de suministro de Energa. 5) Sistema de vlvulas preventoras. (BOPs) El trmino rotaria proviene del movimiento fsico de la sarta

El trmino rotaria proviene del movimiento fsico de la sarta de perforacin y la

broca (1), el cual va aplicando una fuerza rotaria de corte a la roca en el fondo del

pozo. La rotacin puede ser aplicada en superficie a toda la sarta o bien por un

motor en fondo a una parte del ensamblaje de fondo (Bottom hole assembly,

BHA). La sarta de perforacin consiste en tubera de acero la cual conduce en su

interior el fluido de perforacin hasta la broca de perforacin. Esta sarta de

perforacin es una combinacin de tubera standard de perforacin, tubera de

perforacin ms pesada, de mayor dimetro y calibre, y botellas (Drill collars) an

ms pesadas.

Todo esta sarta es montada en la torre de perforacin que tiene un sistema para el

movimiento vertical (hacia adentro y hacia fuera) de dicha sarta(3). Este sistema

est compuesto de: el malacate, el conjunto de poleas en la corona, el bloque

viajero y la lnea de perforacin. La rotacin de la sarta en superficie es aplicada a

la sarta por una de dos maneras: Por medio de un sistema de kelly, o por medio

de un Top Drive.

El fluido de perforacin, comnmente llamado lodo de perforacin, se almacena en

tanques o piscinas, y desde all el lodo puede ser bombeado a travs del

standpipe a la swivel donde entra a la kelly o al Top Drive, luego por toda la sarta

de perforacin hasta la broca, antes de regresar a la superficie a travs del anular,

(el espacio entre la sarta de perforacin y las paredes del hueco). Y al regresar a

la superficie el lodo es pasado por varios elementos del equipo de control de

slidos para que le sean retirados los cortes de la perforacin , antes de regresar a

los tanques de lodo y completar el ciclo completo(2). Las formaciones en la

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seccin superficial de un pozo, generalmente estn aisladas por tubo conductor de

acero de dimetro grande, llamado revestimiento o casing, El cual ha sido

cementado en su sitio. El espacio anular por el cual el lodo regresa a la superficie

es ahora el espacio entre el interior del revestimiento y el exterior de la sarta de

perforacin.

A este revestimiento se conectan las vlvulas preventoras o BOPs (Blow Out

Preventors)(5), una serie de vlvulas y sellos que pueden ser usados para cerrar

el anular o la boca completa del pozo con el fin de controlar altas presiones de

fondo cuando se presentan. Todo el equipo descrito anteriormente se opera con

un sistema central de energa(4), el cual tambin suministra la energa para el

alumbrado elctrico, para las compaas de servicio, etctera. Normalmente, esta

fuente de energa es una planta elctrica movida por un motor diesel.

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SISTEMA DE ELEVACIN.

Funcin.

La funcin del sistema elevador es la de meter y sacar las distintas tuberas y

herramientas necesarias al pozo lo ms rpido posible.

Al meter y sacar tubera se le llama hacer un viaje.

Principales componentes del sistema de elevacin.

1.- Aparejo de poleas.

Corona. Polea Viajera. Cable 1 3/8

2.- Mstil.

3.- Malacate.

4.- Equipo de elevacin. Ganchos. Elevadores. Indicadores de peso MALACATE. Es la unidad de potencia ms importante de un equipo de perforacin y/o mantenimiento a pozos, por lo cual su seleccin requiere de una atencin especial, cuando los equipos son comprados, utilizados en programas de trabajo especiales. Los malacates han venido sufriendo algunos cambios, pero sus funciones son las mismas. Funcin del malacate. Es un sistema de levantamiento en el que se puede aumentar o disminuir la capacidad de carga a travs de un cable enrollado en un carrete.

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Partes que integren un malacate. Motor, convertidor, embrague, transmisin,cadenas, bandas,flechas, rodamientos, bombas y mangueras. Tipos de malacates. Los malacates ms conocidos entre otros son: Ideco 2100, CM. Ideco, C. Emsco, y national.

Kelly La kelly es una seccin tubular de seccin Exterior cuadrada o hexagonal, por dentro de la cual el fluido de perforacin puede pasar dentro de la tubera de perforacin. Esta se conecta en la parte superior extrema de la sarta de perforacin por medio del saver-sub o Kelly-sub.

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Este sub, ms barato de reemplazar que la kelly, impide que esta se desgaste con el continuo conectar y desconectar de la tubera. La kelly, pasa a travs del Kelly-bushing, que ajusta sobre la rotaria. El movimiento vertical libre hacia arriba y hacia abajo de la kelly es posible a travs del Kelly-bushing, gracias a rodamientos sobre cada una de las caras cuadrada o hexagonal de la Kelly, la cual ajusta exactamente dentro del Kelly-bushing de forma que cuando el Kelly-bushing gira, la Kelly gira. Puesto que el Kelly-bushing est asegurado a la rotaria, la rotacin de la misma (sea elctrica o mecnica) forzar al Kelly-bushing a rotar igualmente con la Kelly y a toda la sarta de perforacin. El movimiento vertical hacia arriba y hacia abajo sigue siendo posible durante la rotacin. Cuando la Kelly se levante para, por ejemplo, hacer una conexin, el Kelly-bushing se levantar con ella. UNION GIRATORIA (SWIVEL) Funcin. la cual est conectada a la kelly pero no rota con ella, pues est conectada a la manguera por la cual entra el lodo y adems impide que el gancho y el bloque viajero tambin rotaran con la kelly. La conexin a la manguera de lodo se hace a travs del tubo cuello de ganso. Una vlvula de seguridad est situada en la parte superior de la Kelly. Esta es llamada Kelly cock, y puede ser cerrada manualmente en el caso de que el pozo est fluyendo debido a una alta presin de formacin. Esto impide someter a la swivel a una alta presin, que podra resultar daina. 2.1.1.2 Los swivel ms conocidos son los T 500 y L 650 National entre otros. Capacidad de carga en toneladas. National T500 500 430 300 212 Emsco 650 500 400 400 Ideco 650 500 400 300

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El Top Drive En los taladros ms modernos, la rotacin y la swivel se han combinado en una sola unidad de Top Drive, la cual puede ser operada elctrica o hidrulicamente. En este caso la sarta de perforacin se conecta directamente al Top Drive donde la fuerza de rotacin se aplica directamente y el lodo entra a al sarta de perforacin en forma similar a como lo hace en una swivel. Como la fuerza de rotacin ya ha sido aplicada, no se necesitar ya de Kelly ni de Kelly-bushing. La ventaja de un Top Drive sobre el sistema de Kelly convencional es detiempo y costo. Con la kelly, a medida que progresa la perforacin, slo puede agregarse de a un solo tubo en cada

conexin. Este proceso Implica que la Kelly sea desconectada de la sarta de perforacin, levantar y conectar la nueva junta y despus conectar otra vez la Kelly al la sarta de perforacin. Con una unidad de Top Drive, la operacin no slo es mucho ms simple por el hecho de que la tubera est directamente conectada al Top Drive, sino que permite que sea agregada una parada, es decir tres juntas de tubera de una vez. La longitud completa de una parada puede ser perforada en forma continua, mientras que slo se puede perforar la longitud de un tubo cuando se perfora con Kelly. Otra ventaja importante del Top Drive es durante las operaciones de viaje, cuando se est sacando o metiendo tubera. La Kelly convencional no se usa cuando se est viajando, se deja a un lado en lo que se llama el hueco del ratn, y se usan los elevadores y los brazos para mover la tubera. Si la tubera se pega durante un viaje, se

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necesitar circular para poder liberarla, para lograr esto la Kelly tendra que sacarse del hueco del ratn y conectarse nuevamente a la sarta de perforacin, un procedimiento que puede tardar entre 5 y 10 minutos en el mejor de los casos, tiempo durante el cual la pega puede empeorar.

EL SISTEMA DE CIRCULACIN El fluido de perforacin, llamado comnmente lodo, entra a la sarta de perforacin a travs de la Kelly o del Top Drive. Existen muchas formas en las cuales el lodo ayuda a la perforacin y de hecho es un elemento vital para la perforacin exitosa de un pozo. Para enfriar y lubricar la broca de perforacin y la sarta de perforacin con el fin de minimizar su desgaste, prolongar su vida y reducir costos. Para remover los fragmentos de roca perforados, o los cortes que vienen del pozo. Esto no slo mantiene el anular limpio sino que permite su anlisis en la superficie para la evaluacin de la formacin. Para balancear las presiones altas de fluido que se pueden presentar en algunas formaciones y minimizar el potencial de patadas o reventones. La seguridad del personal de los taladros y el taladro mismo es de primordial importancia en cualquier operacin de perforacin. Para estabilizar el dimetro interior del pozo y las formaciones que ya han sido perforadas.

Imagen esquema del sistema de circulacin

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Para preparar el lodo de perforacin lleva una serie de ingredientes como carbonato de calcio , arcillas, bentonita , soda caustica, agua, aserrn ; entre otros. Todo esto es para cumplir con a las necesidades de un ptimo funcionamiento del pozo. La persona responsable es un profesional que debe monitorear el comportamiento del lodo que tomara decisiones oportuna para un adecuado comportamiento tanto de las presiones como de la formacin; esta persona tendr el apoyo del encuellador quien ser responsable de arme y montaje de los tanque de lodos, como el funcionamiento de las bombas Y operara todo el sistema de circulacin. El lodo es hecho y almacenado en piscinas o tanques, los cuales tienen diferentes nombres dependiendo de su funcin especfica. Generalmente llevan los siguientes nombres: Tanque de Premezcla: Donde se adicionan y mezclan los productos qumicos que han de entrar al sistema. Piscina de Succin: De donde las bombas toman el lodo para comenzar su viaje dentro de la tubera de perforacin. Esta es la piscina activa por excelencia, conectada directamente al pozo. Piscinas de Reserva: Los que contienen volumen adicional de lodo, en general no hacen parte del sistema activo. Piscina de la Zaranda: Esta piscina est situada inmediatamente debajo de la Zaranda. Lleva integrada la trampa de arena cuyo propsito es permitir al material ms fino (Arenas y limos) decantarse del lodo para poder ser ms fcilmente removido. Tanque de Viaje: Un tanque ms pequeo, usado para monitorear pequeos desplazamientos de lodo. Por ejemplo viajes de tubera y el monitoreo de un patada de pozo. Tanque de Pldora: Este tanque es utilizado para preparar pequeos volmenes de lodo que puedan ser requeridos para operaciones dadas durante la perforacin. Equipo de Control de solidos El control de slidos es vital para mantener una operacin eficiente de perforacin. Altos

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valores de slidos incrementarn la densidad y la viscosidad, lo cual llevar a mayores costos de tratamiento qumico, mala hidrulica, y altas presiones de bombeo. Con los slidos altos, el lodo se torna muy abrasivo e incrementa el desgaste en la sarta de bombeo, en el pozo y en el equipo de superficie. Se ir haciendo ms difcil remover los slidos de un lodo a medida que aumente su contenido de slidos. El lodo que va llegando a superficie al salir del pozo contiene cortes de perforacin, arena y otros slidos, y probablemente gas, todos los cuales deben ser removidos para que el lodo pueda ser inyectado de nuevo dentro del pozo. Continuamente deben agregarse arcillas para el tratamiento del lodo adems de productos qumicos para mantener las propiedades fsicas y qumicas que se requieren. Para todas estas tareas se requiere equipo especializado. Cuando sale del pozo, el lodo es retirado en la campana que est sobre las BOPs al seguir su camino por el flow line al depsito de la zaranda (llamado tambin possum belly). Aqu en este punto es donde el mudlogger ha de instalar una trampa de gas y otros sensores para monitorear y analizar el lodo que viene del pozo.

Hay unas compuertas que regulan el nivel del lodo llegando en la zaranda. Aqu habr mallas inclinadas vibrando (normalmente 2), con el fin de separa los cortes del lodo, el cual podr pasar por las mallas hacia la trampa de arena en la piscina de la zaranda. El lodo de aqu puede ser regresado al sistema de piscinas donde el ciclo de circulacin puede empezar otra vez. Las

mallas pueden ser cambiadas en forma que su calibre sea apropiado para el tamao de los cortes que sea necesario retirar. Normalmente la malla con el calibre mayor se instala en la parte superior y la que es de calibre ms fino en la parte inferior. El movimiento vibratorio de las mallas mejora la separacin del lodo de los cortes. Aqu se recolectan las muestras para el anlisis geolgico.

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Siendo los asuntos ambientales materia de cada vez mayor importancia, los cortes separados en la zaranda son recogidos en tanques y as pueden ser transportados fcilmente a lugares donde puedan ser limpiados totalmente de lodo y qumicos residuales depositados. Regularmente se instala an ms equipo de control de slidos en el sistema antes de que el lodo llegue a las piscinas. Si el lodo es particularmente gaseoso, puede ser pasado por un degasser el cual consiste en un gran tanque con un agitador que forza la separacin del gas del lodo.

Si dichas partculas no se han decantado cuando ya han pasado la trampa de arena, necesariamente habrn de pasar por el resto del equipo de control de slidos, antes de regresar a los tanques de lodo. El desarenador, cuando se usa en conjunto con la zaranda, remueve gran parte de los slidos abrasivos, reduciendo as el desgaste en las bombas de lodo, equipo de superficie, sarta de perforacin y broca. Tambin usado en conjunto con la zaranda y el desarenador est el desilter, el cual remueve material an ms fino del lodo.

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

partculas slidas que se han movido hacia la pared del cono. Se pueden utilizar centrfugas adicionales con el fin de remover grandes cantidades de arcilla suspendidas en el lodo. Una vez que el lodo est limpio, se le puede regresar a los tanques para ser recirculado. Una Centrfuga consiste en un tambor cnico de alta velocidad y un sistema de tornillo que se lleva a las partculas ms grandes dentro del tambor a la compuerta de descarga. Se usa cuando la densidad del lodo debe ser reducida significativamente, en vez de aadir lquido e incrementar el volumen. Las centrfugas tambin pueden ser utilizadas para remover partculas del vidrio o plstico que haya sido usado para mejorar la lubricacin o reducir la densidad en aplicaciones bajo balance. Este control de slidos realizado por el equipo de superficie es un aspecto muy importante en el mantenimiento del lodo. Los granos finos sern muy abrasivos y dainos para equipo como las bombas de lodo, sarta de perforacin, la broca, etctera. Tambin es importante para controlar la densidad del lodo; pues si se permite a los slidos acumularse, se tendr como resultado un aumento en la densidad del lodo. Una medida adicional que puede ser requerida para preparar el lodo para la circulacin es llevada a cabo por el degasser, el cual separa y ventila al lodo de grandes volmenes de gas y los conduce a una lnea especial donde ser quemados. Recircular un lodo con gas disuelto puede ser peligroso y reducir la eficiencia de

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la bomba y disminuir la presin hidrosttica necesaria para balancear la presin de formacin. Un separador lodo-gas maneja gas a alta presin y flujo con seguridad cuando ocurre una patada de pozo. Un desgasificador de vaco es ms apropiado para separar gas disuelto en el lodo, el cual puede manifestarse mostrando espuma al aparecer en superficie. La mayora de los taladros tiene dos bombas para circular el lodo a presin por el sistema. Los taladros ms pequeos, que taladran pozos menos profundos pueden necesitar slo una. Las bombas de perforacin pueden ser de dos tipos: Bombas de lodos Dplex Y Triplex 1.- DISEO: Las bombas dobles o triples se componen bsicamente de: Un conjunto mecnico Un conjunto hidrulico

Ambos se unen mediante birlos con sus tuercas y estn montados en una misma base o patn. CONJUNTO MECANICO: Se compone primordialmente de una caja de engranes en donde se encuentra alocada la flecha el pin, el cigeal, las bielas, los detectores, los baleros, los sellos y el volante instalado en la parte superior exterior de la caja de engranes. Esta caja sirve a su vez como recipiente en donde a el aceite que lubrica todos los componentes, lo cual puede ser a presin por medio de una bomba o por chapoteo, es decir, por el movimiento de las partes a travs de varios conductos. Conjunto mecnico de bomba doble CONJUNTO HIDRULICO:

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Se compone de un cuerpo de acero fundido diseado para alojar las camisas debidamente empacadas y pistones del mismo dimetro que el interior de las camisas accionados por los vstagos; tambin en el cuerpo se alojan los asientos, las vlvulas y los resortes, el prensaestopas con su empaque de labios sellantes, los anillos espaciadores de bronce y el buje chatarrero, el amortiguador o cmara de pulsaciones, la vlvula de seguridad y la bomba para lubricacin de los vstagos. Extremo hidrulico de la bomba de lodos de doble accin

extremo Hidrulico bomba tripex

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Funcionamientos El volante instalado exteriormente a la caja de engranes, est acoplado mediante bandas o cadenas de rodillos a la unidad de embrague, caja de transferencia o convertidor de torsin, elemento accionado por el motor de combustin interna. Al moverse el volante instalado en la flecha que se encuentra dentro de la caja de engranes, hace girar los componentes del extremo mecnico, impulsando los vstagos en un movimiento horizontal de lodos, poniendo a funcionar el extremo hidrulico e impulsando el fluido de control de un nivel ms bajo a otro ms alto. Las bombas de lodos se clasifican en dos formas: Segn la potencia de su toma de fuerza (HP) Esta slo es vlida cuando la bomba est operando a la velocidad mxima de diseo y cuando la presin. de descarga para el tamao especfico de la camisa que se est usando se encuentre al mximo de su presin indicada, bien sea en kg/cm2 o lb/pg2. Por presin Es la clasificacin de ms importancia, ya que seala la mxima presin de descarga, o sea el valor mximo de presin para un tamao especfico de camisa, independientemente de la velocidad de la bomba. Cuando la medida de la camisa disminuye, aumenta la presin que podemos alcanzar para las mismas condiciones de una bomba; y si la camisa aumenta su dimetro, disminuir la presin, aumentando el volumen de descarga que se puede obtener. Esto se debe a que en general el extremo de fuerza de una bomba est disecado para una carga mxima en el vstago del pistn, como esta fuerza resulta de la presin multiplicada por el rea del pistn, se deduce que al disminuir su rea la presin puede ser aumentada. Es importante sealar que si la presin de descarga para un tamao especfico de camisa o pistn se excede, se estar imponiendo una fuerza mayor contra los vstagos y as se aplicar una condicin de sobrecarga al extremo de fuerza de la bomba.

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CONDICIONES DE SUCCION Una de las causas de rendimiento insatisfactorio de la bomba de lodos es la falta de llenado completo del cilindro durante la embolada de succin, ya que conforme entra el fluido a la lnea de succin y fluye a travs de la misma, su velocidad vara continuamente por las embotadas que desarrolle. Bajo ciertas condiciones el fluido se retarda y produce un vaco en el cilindro; a la mitad de la carrera el mbolo empieza a marchar ms lentamente y el fluido lo alcanza, produciendo un choque entre ambos, efectundose un martilleo ruidoso que a veces nos impide distinguir entre un golpeteo del extremo de fluido o del extremo de potencia. Analizaremos a continuacin las causas y resultados del llenado incompleto del cilindro, ya que slo as se advertir su importancia. FALTA DE PRESION DEL FLUIDO A LA ENTRADA DE LA SUCCION

RESTRICCIONES DEL TUBO DE SUCCION

Actuando la presin tendiente a llenar el cilindro de la bomba varias fuerzas

impiden que se llene completamente, siendo algunas las siguientes:

El colador de succin deber mantenerse libre de desechos todo el tiempo. Es

muy importante que la lnea de succin, vlvulas, mangueras y conexiones

mltiples puedan mantenerse libres de slidos que se han asentado.

OPERACION DE LAS BOMBAS DE LODOS Cuando ya estn operando las bombas debe observar lo siguiente: Si no se obtiene la presin deseada de acuerdo con las camisas instaladas y las embotadas calculadas, inspeccione los empaques de sello de los coples inflables o de expansin en la succin. Tambin verifique que la manguera de succin no est flexionada.

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Compruebe que el prensa estopa no tire fluido y que la lubricacin del vstago sea la adecuada. Utilice una mezcla de agua con aceite Nacional Soluble nmero 4 en proporcin de 4 a 1 para esta operacin. De la misma forma, observe que la empaquetadura del vstago no est excesivamente apretada, ya que esto lo rayara. Vstago rayado por exceso de apriete en la empaquetadura Cuide que no exista fuga de fluido por el orificio delator (chismoso) en la empaquetadura de las camisas, ya que, esto puede cortar el cuerpo de la bomba. Revisin del orificio delator Revise que no haya fugas tanto en los empaques de las cabezas de las camisas como en los las tapas de las vlvulas. El deflector y el empaque del vstago as como el contravstago debern conservarse en buen estado para evitar la entrada de escurrimiento de aceite o fluido del vstago a la cmara de la caja engranes. Deber inspeccionarse la contratuerca del vstago para verificar su apriete; Recuerde que una mezcla de fluido y aceite es muy abrasiva y puede desgastar los cojinetes, dientes de engranes y patines de cruceta. Revisar el nivel de aceite de la caja de engranes as como la mezcla agua-aceite Nacional soluble nmero 4, para enfriamiento y lubricacin de los vstagos. COMO LOCALIZAR FALLAS En una bomba de lodos pueden existir fallas que causan golpeteos, bien sean en el extremo mecnico o en el hidrulico. El golpeteo mecnico normalmente es ms agudo que el del extremo de fluido y ocurre a cualquier velocidad de la bomba. Generalmente es de un tono ms alto que el del fluido y con tiene el sonido de una resonancia metlica. Si el ruido viene del extremo de fuerza de la bomba, puede que sea mecnico o de fluido. En caso de provenir del lado del fluido se deber localizar utilizando una varilla de sol estetoscopio; con esta sencilla tcnica por lo general es posible determinar cul cilindro o caja de vlvula est causando el ruido. Es de suma importancia el que usted decida qu revisar y qu hacer al encontrar alguno mas de golpes o ruidos que no deberan producirse. A continuacin se describe una relacin tomas y la revisin que se debe realizar.

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S I N T 0 M A S R E V I S I 0 N

Un golpeteo mecnico empieza

inmediata mente al poner en servicio la

bomba, despus que se ha reparado el

extremo hidrulico.

Verifique que la bomba est cebada

correctamente.

Asegrese que las partes repuestas

sean las adecuadas y que estn

instaladas correctamente.

Verifique el apriete de las camisas,

contratuerca del vstago, tuerca del

prensaestopa y pistones apretados

correctamente.

Despus de un tiempo considerable, a

la bomba, le sale un golpe mecnico en

el extremo de fluido.

Verifique si la bomba no ha perdido su

cebado.

Verifique si en las vlvulas hay

sedimentos o materiales extraos.

Verifique el apriete de camisas,

pistones, tuercas del prensaestopa y

contratuerca del vstago.

El ruido se encontr en el extremo de

fuerza.

Llame al mecnico para su revisin y

reparacin.

El ruido se encontr en el extremo de

fluido, las mangueras de succin,

descarga y rotatoria chicotean.

Verifique si la lnea de succin est

ensolvada, el amortiguador de

pulsaciones est correctamente cargado

o si el extremo hidrulico de succin de

la bomba est ensolvado.

El golpeteo se siente slo a altas

velocidades de la bomba.

Verifique el nivel del fluido, si la succin

de la bomba est ensolvada, o el

extremo hidrulico de succin est

sucio, la temperatura del fluido de

control; examine las vlvulas de succin,

a veces se pegan.

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Chicoteo de la manguera rotatoria y

golpeteo en la bomba.

Inspeccione que el fluido no contenga

gas, si contiene, extreme sus

precauciones. Falta de alimentacin en

la succin. Verifique las condiciones de

sta y si es necesario sobrealimente el

extremo de fluido.

Cada de la presin aunque no haya

golpe.

Observe el extremo hidrulico

verificando que el sonido de succin y

descarga del fluido sea uniforme en los

tazones de las vlvulas, as como en los

cilindros, examine el colador de

descarga y si esto est normal verifique

si la tubera no tiene fugas.

MANTENIMIENTO PARA BOMBAS DE LODOSS DOBLES DE ACCION DOBLE

Y TRIPLES DE ACCION SENCILLA.

Los costos de operacin de una bomba son ms bajos con un programa de mantenimiento, antes que las partes se desgasten completamente. Si las operaciones se efectan cuando el equipo est parado por otras actividades (esperas diversas y operaciones como disparos, registros, etc.), los costos por cambio de partes son mnimos. Las partes se debern reponer en grupos que han rendido la vida til esperada. Las bombas dobles as como algunas bombas triples utilizan empaques para el vstago; otras bombas no los usan. Es importante que estos empaques trabajen correctamente, ya que de no ser as los vstagos se deteriorarn. Armado del conjunto d empaques en el prensa estopa

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Las camisas representan el costo mayor de las partes reemplazables del extremo del fluido y cuestan ms que los pistones, por lo que es prudente obtener el mejor servicio de ellas. Para esto se recomienda inspeccionar, medir el interior de las camisas y efectuar un cambio al registrarse un desgaste excesivo

Pistn daado por el uso de una camisa rayada

SARTA DE PERFORACIN Dicho simplemente la sarta de perforacin est compuesta de tubera de perforacin y botellas, collares, porta-mechas o drillcollars, con una cierta cantidad de componentes menores y conecta los sistemas de superficie con la broca de perforacin. Las funciones principales de la sarta de perforacin son: Proporcionar una va desde la superficie hasta la broca para que el fluido de

perforacin se puede llevar bajo presin. Transmitir la rotacin, aplicada en superficie, a la broca. Transmitir la fuerza, o peso, a la broca para que la formacin se rompa ms

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

pozo.

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Este es el componente principal, en trminos de longitud de la sarta de perforacin. Cada junta de tubera (llamada tambin tubo, Drill Pipe sencillo, etctera) de perforacin, hecha en acero, comnmente tiene una longitud de 9 a 11 metros o 30 a 31 pies , con una caja de conexin (Tool Joint), macho o hembra, la cual est soldada en cada extremo de tal forma que se puedan enroscar entre s una tras otra. El hombro alrededor de cada caja de conexin tiene un dimetro mayor pues as se ha dispuesto para dar mayor resistencia a las conexiones.

HEAVY WEIGHT DRILL PIPE (HWDP)

A esta clase de tubera ms pesada se le sita normalmente directamente encima

de los Drillcollars en la sarta de perforacin para obtener mayor peso y estabilidad.

Al igual que la tubera standard los heavy weight drill pipe (HWDP) se consiguen

en diferentes dimetros e ID (inside diameter) dimetro interior variable segn su

peso por unidad de longitud. Los heavy weight drill pipe se diferencian

exteriormente porque tiene las cajas de conexin(Tool Joints) ms largas que la

tubera normal.

Liso

extriado

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Los Drillcollars, botellas de perforacin Y/o lastrabarreras

Los Drillcollars son tubos de pared gruesa, rgidos y de alto peso que son la parte

ms importante del ensamblaje de fondo (Bottom Hole Assembly)(BHA),

posicionados entre la tubera de perforacin y la broca. Cumplen varias funciones

importantes:

Proporcionar peso para la broca.

Proporcionar la resistencia para que los drillcollars estn siempre en

compresin.

Proporcionar el peso para asegurar que la tubera de perforacin siempre se

mantenga en tensin para evitar que se tuerza.

Proporcionar rigidez o consistencia para que la direccin del pozo se

mantenga.

Producir un efecto de pndulo, permitiendo que los pozos casi verticales

puedan ser perforados.

El Ensamblaje de Fondo (BHA)( (Bottom Hole assembly)

Este es el nombre aplicado a los drillcollars, heavy weight, y los sustitutos

cualquier otra herramienta o tubera incorporada, incluyendo la broca.

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Estabilizadores

Estos son unos

tramos cortos de

tubera,(Subs.)

posicionados entre

los drillcollars con el

fin de mantenerlos

centrados dentro del

hueco, mantener el pozo derecho y por medio de la accin de corte mantener

el dimetro correcto en las paredes del pozo. El dimetro completo del pozo se

consigue con unas Cuchillas montadas en el cuerpo del estabilizador, las

cuales pueden estar hechas de aluminio o caucho macizo, o ms comnmente,

de acero con insertos de carburo de tungsteno dispuestos en la caras

cortantes. Los estabilizadores se pueden clasificar como de cuchillas rotantes o

no rotantes, o como de cuchillas espirales o rectas.

Rimadores(Reamers)

Los rimadores riman las paredes del pozo a un dimetro igual o inferior al de la

broca y realizan una funcin similar a los estabilizadores en cuanto que ayudan

a estabilizar el ensamblaje de fondo y mantener el hueco con el dimetro

completo.

Crossover

Los Crossover son pequeas secciones de tubera que permiten conectar entre

s tuberas y drillcolllars de diferente rosca y dimetro.

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Herramientas De La Mesa Las Cuas Las cuas son piezas de metal que se componen de insertos (dados) u otros

dispositivos de agarre que se emplean para sostener la tubera de perforacin

(T.P.) en la mesa rotaria y as evitar que se resbale o caiga dentro del pozo

cuando se realiza una conexin o desconexin.

Existen diferentes tipos de cuas:

Cuas empleadas para Tubera de perforacin (T.P.) Cuas empleadas para Lastrabarrenas y/o Drill Collars y tuberas lavadoras. Cuas empleadas en la instalacin de las tuberas de revestimiento (T.R.)

llamadas comnmente araas (spider) las cuales a diferencia de las dos anteriores

son mecnicas y/o neumticas.

Cabe sealar que las cuas varan de tamao y dimetro en funcin del tamao y

dimetro de la tubera de perforacin, Lastrabarrenas (botellas) y tubera de

revestimiento (casing).

Mostrare los tipos ms comunes de cuas para tubera de perforacin T.P.

Cunas para lastrabarreras Y/o Cuas

33 CRISTIAN DIOSA

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

34 CRISTIAN DIOSA

Sistema de prevencin de reventones

Durante las operaciones normales de perforacin, la presin hidrosttica a una

profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforacin dentro del

pozo, debe superar la presin de los fluidos de la formacin a esa misma

profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formacin (influjo,

patada, o kick) dentro del pozo.

Puede ocurrir sin embargo que la presin de los fluidos de formacin supere la

presin hidrosttica de la columna de lodo. El fluido de formacin, sea agua,

gas o aceite entrar dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.

Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de

fluido de formacin dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable

en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventn.

Equipo de BOP

Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el

pozo, de forma que el flujo de fluidos de formacin permanezca bajo control.

Esto se consigue con un sistema de vlvulas preventoras (Blow Out

Preventers) BOPs-, el cual es un conjunto de vlvulas preventoras y cierres

anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.

El conjunto de BOPs debe poder:

Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la

superficie y exista el riesgo de una explosin.

Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.

Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforacin hacia el pozo, bajo

condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo

mayor (matar el pozo).

35 CRISTIAN DIOSA

Permitir movimiento de la sarta.

Cerrando el Pozo

Esto se logra por medio de los rams o arites lo cual permite que el espacio anular

o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubera

dentro del pozo.

Vlvula preventora anular

Esta es un sello reforzado de caucho o empaque

rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica

presin este sello se cierra alrededor del tubo

cerrando el espacio anular. Esta vlvula tiene la

ventaja de poder ser aplicada progresivamente,

y se cerrar sobre cualquier tamao o forma de

tubera dentro del pozo. As de podr cerrar el

pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o

sobre tubera de perforacin, o sobre drillcollars.

Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir

algunas herramientas de perfil irregular como

estabilizadores o drillcollars espiralados. La vlvula preventora anular permite

tambin rotacin y movimiento vertical lentos de la sarta de perforacin

manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia

fuera la tubera mientras se est controlando el pozo.

Vlvulas RAM

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente

mucho ms rgido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Estn

hechas para cerrase sobre objetos especficos (como tubera de perforacin o de

revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas

con cuchillas que puedan cortar tubera y cerrarse completamente sellando el

hueco abierto.(Shear/blind rams).

Vlvulas

36 CRISTIAN DIOSA

RAM para tubera o revestimiento.

Aqu las caras del empaque de caucho estn moldeadas para sentar sobre el

dimetro exterior dado de una tubera. Estas RAM cerrarn exactamente sobre

dicha tubera, cerrando el anular. Si se est usando ms de un dimetro de

tubera, la BOP debe incluir RAM para cada uno de dichos dimetros.

Vlvulas RAM ciegas o de corte

Estas RAM estn ubicadas a los lados opuestos de la preventora y sirven para

cerrar completamente el pozo.

Acumulares

Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presin la

totalidad de la cantidad de fluido hidrulico necesario para operar todos los

componentes de la BOP y efectuar rpidamente los cierres requeridos.

37 CRISTIAN DIOSA

Lneas para matar el pozo(Kill lines)

La distribucin de los RAM afectar el posicionamiento de las lneas para matar el

pozo. Estas se ubicarn directamente bajo una o ms RAMs, de forma que

cuando estas estn cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a

presin (lnea de choke). Esta lnea es llevada al mltiple de choke donde se

podrn monitorear las presiones. Una vlvula de choke permite que la presin de

reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el

control.

38 CRISTIAN DIOSA

PERFORACIN DE UN POZO PROCEDIMIENTOS PERFORANDO EL POZO

La operacin de perforacin implica bajar la sarta de perforacin dentro del pozo y aplicar suficiente peso a la broca para romper y penetrar la formacin. Durante la perforacin, la sarta de perforacin es forzada a girar por la mesa rotaria o por el Top Drive mientras se circula fluido de perforacin por entre la tubera, y la broca y de regreso a la superficie arrastrando los cortes de perforacin. A medida que va progresando la perforacin, a la sarta de perforacin se le van agregando continuamente juntas o tubos, o paradas completas (de 3 tubos) en el caso de que se est usando Top Drive, haciendo conexiones, durante las cuales la circulacin se interrumpe temporalmente. La sarta se cuelga en las cuas sobre la rotaria, dejando sobre ella la caja de conexin superior del ltimo tubo agregado.

Se procede a desenroscar la Kelly o el Top Drive con las llaves, se conecta la nueva junta a la Kelly o al Top Drive y luego a la sarta de perforacin usando el pipe-spinner y las llaves. Una vez que estas conexiones se han realizado, la sarta de perforacin se baja nuevamente al fondo del pozo y se reanuda la perforacin. Cuando se desgasta la broca, esta debe reemplazarse sacando completamente del pozo la sarta de perforacin.

Cuenta De Tubera (Pipe Tally)

Una funcin primordial que debe realizar una cuadrilla de perforacin es asegurarse que la profundidad est siendo monitoreada adecuadamente, es importante llevar un registro de las longitudes de todos y cada uno de los tubos antes de que bajen dentro del pozo, y regularmente se verifica su longitud cuando hay la Kelly ha bajado completamente (Kelly Down).

39 CRISTIAN DIOSA

Si se est usando una Kelly la profundidad perforada ser igual a las longitudes sumadas. Seria de la siguiente manera : BHA + Longitud de tubera + Longitud Kelly. Si se est usando un Top Drive la profundidad perforada ser igual a las longitudes sumadas: BHA + Longitud de tubera Circulacin

La circulacin es el proceso de bombear fluido desde los tanques de lodo, por dentro de la Sarta de perforacin, luego por el anular y de regreso a los tanques de lodo, y es un proceso continuo mientras se perfora. La circulacin mientras no se est perforando. Puede ser para limpiar el pozo de cortes de Perforacin, para acondicionar el lodo para asegurar que conserva sus propiedades ptimas y para remover el exceso de gas que pueda contener el lodo. Las operaciones de circulacin ms comunes se realizan con los siguientes propsitos: Sacar cortes que correspondan a cambios en la perforacin (ROP, torque), los

cuales Pueden indicar que se ha perforado una zona de inters, o que se ha llegado a un punto de coronamiento.

Antes de bajar revestimiento y de cementar para acondicionar el lodo,

asegurndose Que el hueco est limpio (as el revestimiento no se va a pegar) y para remover la torta de lodo sobre la pared (Para asegurar un buen contacto entre el cemento y la pared del Hueco).

Antes de correr registros elctricos, para asegurar que el hueco est limpio y la Herramientas de registro no se van a pegar.

TOMANDO NCLEOS (CORAZONANDO) Funcin El coronamiento es una operacin realizada para cortar y extraer una muestra cilndrica de la roca ntegra de una formacin productiva o de inters para anlisis de laboratorio. Por medio del coronamiento es posible recuperar una muestra intacta de la roca que

40 CRISTIAN DIOSA

conserva an ms propiedades y fluidos de la roca original que los cortes obtenidos en la perforacin. Mtodos de corazonamietos El coronamiento convencional requiere sacar la sarta de perforacin del pozo. La broca de coronamiento y el barril para recoger el ncleo son conectados al fondo de la sarta de perforacin y bajados al fondo del pozo. Esta operacin es muy parecida a la perforacin normal, pero mucho ms cuidadosa y lentamente hecha. Cualquier cambio repentino en la rotacin de la sarta puede ocasionar que se rompa el ncleo y caiga dentro del hueco o que trabe el barril, impidiendo continuar el coronamiento. La sarta de perforacin con el barril debe sacarse del pozo (tripped out ) con el fin de recuperar el ncleo. El coronamiento de pared: Es una tcnica por medio de la cual, los ncleos son obtenidos de la pared del pozo en una formacin que ya ha sido perforada, pero no revestida. Ofrece la ventaja de que varios corazones pueden ser tomados a varias profundidades precisas usando solo una herramienta. El coronamiento convencional requiere equipo costoso y valioso tiempo de taladro. Con este mtodo, existe un riesgo mayor de suavear los fluidos de la formacin (swabbing) cuando se est sacando la tubera, y existe el peligro de liberar gas venenoso en la superficie. Esta tcnica requiere de un equipo guinches, por medio del un cable envan al pozo una herramienta que es capaz de romper fragmentos de la formacin; se realizan una serie de detonaciones que expulsan proyectiles en la zona de inters permitiendo as realizar un registro ms preciso de la litologa. El barril de corazonamiento es una herramienta tubular que se instala en la parte extrema

inferior de la sarta de perforacin. El barril de corazonamiento convencional contiene realmente dos barriles: Uno interior, no rotante, de pared delgada, que captura el ncleo a medida a medida que va bajando la broca de corazonamiento. Y el otro, pesado, de pared gruesa, exterior, que protege al barril interior y adems toma el lugar del collar inferior. A diferencia de una broca de perforacin normal, una broca de corazonamiento no perfora el centro del hueco. En vez de esto, permite al centro (el ncleo), pasar a travs de una abertura circular en el centro de la broca hacia dentro del barril interior.

41 CRISTIAN DIOSA

Operaciones de recuperacin y manejo del ncleo.

Para realizar la recuperacin de nucleo se debe sacar el barril completo; y puesto en la superficie se iniciar a desarmar la herramienta de corazonamiento, se lleva para iniciar con la recuperacin de la muestra a un tcnico que realiza la maniobra tomando medidas del corazn, elabora un registro fotogrfico , realizado cortes de la muestra estas probetas son limpiadas mas no lavadas para no perder trazas de hidrocarburos que afecten la integridad del corazn. El tcnico embala la muestra en canastas de madera y aplica algunos productos que protegen la probetas de hongo; esta ser llevaba al laboratorio de geologa donde ser estudiada, observaran el ncleo, la permeabilidad, la porosidad la cantidad probable de hidrocarburo, l grado API. Toda esta informacin solo la puede dar el nucleo ya que los recortes de perforacin por su exposicin a lado y otros factores no permiten brindar suficiente informacin para el estudio del pozo.

Viajes de tubera Viajar la tubera se refiere a sacar la tubera afuera del pozo y luego volverla a bajar al mismo . Los viajes se hacen para cambiar la broca o el ensamblaje de fondo (BHA). Tambin cuando se llega a profundidades donde se va a sentar un revestimiento, donde se va a comenzar un corazonamiento, y cuando se alcanza la profundidad final del pozo. Los viajes de limpieza (wiper trips) se realizan para limpiar el hueco cuando la seccin sin revestimiento se ha hecho muy larga, con el fin de asegurar que no hay puntos apretados, shale derrumbado, etctera, lo que pueda resultar en problemas de hueco apretado si se deja sin trabajar. Velocidad de Viaje. La sarta de perforacin debe ser sacada a la velocidad segura ms alta posible. Como la perforacin se interrumpe durante la duracin de la maniobra, el objetivo es viajar solo cuando sea necesario y tan rpidamente como sea posible con el fin de minimizar costos al tiempo que se asegure un mantenimiento adecuado al pozo y seguridad al personal. Las velocidades excesivas durante las maniobras causan suaveo (swabbing) y presiones de surgencia (surge), las que a su vez pueden causar severos problemas en el hueco y prdida del control de la presin de fondo.

42 CRISTIAN DIOSA

Sacando la tubera fuera del pozo. La principal preocupacin cuando se saca tubera es evitar influjos al pozo que puedan resultar en una patada de pozo. Esto podra ocurrir por una reduccin de la presin hidrosttica que resultara de no mantener el nivel del lodo en el anular o por causar excesivas presiones de suaveo. Cuando se saca la tubera del pozo, el nivel de lodo en el anular caer en una cantidad igual al volumen del acero sacado del pozo. Esta cada obviamente reduce la altura vertical de la columna de lodo, lo cual resulta en una presin hidrosttica menor sobre la pared del pozo. Para evitar que la presin dentro del pozo caiga debajo de la presin de formacin, lo cual resultara en un influjo, es de importancia crtica que se mantenga lleno de lodo el espacio. anular ( o sea, se bombee lodo dentro del pozo para reemplazar el volumen de acero a medida que se va sacando tubera). Una bomba pequea circula el lodo entre el tanque de viaje y la cabeza del pozo para mantener lleno el hueco a medida que se va sacando tubera. El tanque de viaje es un tanque pequeo para medir exactamente pequeos cambios en el nivel de lodo a mediad que se va llenando el pozo. El volumen de lodo bombeado dentro del hueco ( el mismo volumen que baja en el tanque de viaje ) debe ser igual al volumen de la tubera que se ha sacado. Viajando hacia el fondo del Pozo

El lodo normalmente es desplazado al tanque de succin cuando la tubera de

perforacin se va bajando dentro del pozo, y como cuando se est sacando

tubera, es igualmente importante asegurarse que el volumen correcto de lodo

est siendo desplazado por el movimiento de tubera.

Si se est desplazando mucho lodo, el pozo puede estar fluyendo, si no se est

desplazando suficiente lodo, puede ser que el pozo este perdiendo lodo.

A diferencia de cuando se est sacando tubera, el movimiento resultante del lodo

y la prdida por presin friccional lleva a un incremento o surgencia (surge) en la

presin hidrosttica. La presin de surgencia se calcula de la misma manera de la

presin de suaveo.

A diferencia de cuando se est sacando tubera, el movimiento resultante del lodo

y la prdida por presin friccional lleva a un incremento o surgencia (surge) en la

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presin hidrosttica. La presin de surgencia se calcula de la misma manera de la

presin de suaveo.

La presin de surgencia puede conducir a un dao en la formacin, y en caso

extremo a la fractura de la misma, con prdida de circulacin, prdida de cabeza

hidrulica y finalmente en una patada de pozo.

Monitoreando Desplazamientos

El desplazamiento del lodo debe ser calculado a partir del volumen de la tubera

antes de comenzar el viaje. Se deben preparar formatos de viaje para registrar el

desplazamiento real, compararlo con el previamente calculado e ir haciendo los

ajustes necesarios a medida que se realiza la maniobra. Cualquier variacin en el

desplazamiento previsto debe ser informado inmediatamente al perforador.

44 CRISTIAN DIOSA

Midiendo y Conejeando la Tubera.

Medir las paradas (stands) de la tubera a medida que se la va sacando se conoce

como Strapping. Esta operacin se realiza para confirmar el listado de la tubera

(pipe tally) y verificar la profundidad real del pozo.

Conejear la tubera (rabbiting) se refiere a limpiar suciedad dentro de la tubera

dejando caer un conejo (rabbit) general mente de metalico. Esta operacin se

efecta con el fin de limpiar la tubera por su interior con el objetivo que permitar el

paso del fluido.

Registros Elctricos (Logging)

Despus de que cada seccin del pozo se perfora, y antes de bajar el

revestimiento, y cuando se ha alcanzado la profundidad total de un pozo, se toman

una serie de registros (wireline logs) con el fin de obtener informacin para la

evaluacin de la formacin y el reservorio y para la condicin del hueco.

Varias herramientas elctricas, o sondas, se pueden conectar juntas y bajar dentro

del pozo en una unidad de cable especialmente diseada.

Operacin de Cementacin.

La cementacin es un proceso de mezcla y desplazamiento de una

lechada(cemento mezclado con agua y aditivos dentro del espacio anular entre el

revestimiento y el hueco abierto.

Generalmente se bombean de 10 a 15 barriles de agua antes de bombear la

lechada. El agua funciona como agente limpiador del hueco y proporciona un

espaciador entre el lodo y la lechada. Ayuda tambin a remover torta de lodo que

haya quedado y saca el lodo antes que llegue el cemento, reduciendo la

contaminacin.

Al prepararse para la cementacin, se instala la cabeza de cementacin en la

junta superior del revestimiento. Se conecta una lnea de descarga desde la

bomba de cemento hasta la cabeza de cementacin. Se dispone en la cabeza de

cementacin un tapn limpiador de fondo y el tapn limpiador superior.

Los tcnicos de la empresa de cementacin preparan el cemento y

acondicionamiento la bomba para iniciar la descarga del materia al interior del

pozo, se procede a la operacin ya calculado la cantidad de cemento que ocupara

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en el colchn de agua y lechada, el cemento viajara por el interior de la tubera de

perforacin.

El colchn de cemento cumple unas funciones importantes que son:

Cerrar el pozo de una profundidad determinada.

Mantener asilado las presiones de formacin con la superficie

Proteger la integridad de la formacin y evitar baos ambientales con

fuentes hdricas.

Proteger el casing de la corrosin.

PROCEDIMIENTO DE

DESARME DEL

TALADRO RIG 10 DE

(EVSA)

En el Rig 10 de Erazo

Valencia se inicia con la

operacin de mayor

cuidado el desmontaje de

la estructura,

componentes y equipos.

Este equipo tiene la

complejidad de

desplazase a cualquier lugar de la geografa nacional ya que puede ser

transportado de manera helicoportado.

Cabe mencionar que este equipo para poder ser transportado via area sus

cargas no debe superar los 4000kg, ya que los helicpteros estn autorizados

para realizar estas maniobras cumpliendo con el peso requerido.

Narrare paso a paso el procedimiento de desarme del equipo:

1. Iniciamos con desmantelar la mesa de trabajo se retirara los siguientes

elementos, las llaves de potencia, se desarma la Kelly completa, se retira el

swiver, retiramos el tubo gua o cabrn, bajamos las herramientas manuales

46 CRISTIAN DIOSA

como llaves de cadenas, machos, llaves de golpe, llaves expansivas; tambin

bajamos de la mesa las cunas, el collarin, el ventilador y todos aquellos

elementos que se puedan retirar fcilmente.

2. El perforador asegura el bloque viajero. Estando asegurado quitaremos la

consola de los parmetros de perforacin y por ultimo retiraremos la maquina

de mando.

3. Continuaremos con el desarme de las bombas de lodos, se retiran las camisa y

pistones, se le quitara el engranaje de ataque de sistemas de transmisin de

potencia entre el motor diesel y la bomba.

Se quitaran todas la lneas que comunican las bombas con los tanque, se quita

el dmper, los dados, las lneas de las centrifugas que estn en el skit de las

bombas, se retira el cardan que transmite la potencia del motor a la bomba,

retiran los tornillos de ajustes entre el skit y las bases de bombas. Con el

montacargas retiramos el skit completo, colocamos eslingas en las orejas de la

bombas para poderlas ubicar en un sitio donde el helicptero pueda realizar la

maniobra de cargue.

4. Para iniciar la operacin de bajar la torre iniciamos con una reunin que

involucran a todo el personas que se encuentra en la locacin, el personal de

la cuadrilla de perforacin Quitaran los vientos que dan firmeza la torre. El

Tool Pusher quien ldera dar instrucciones detallas a los miembros de la

cuadrilla, el ser el responsable de operar los mandos hidrulicos que accionan

las vlvulas para contraer los gatos hidrulicos; todo el personal debe estar

concentrado observando que ningn elemento pueda ocasionar dao.

La torre cae el personal empieza a retirar los vientos, se quitan las

contrapesas, se retirar los gatos de la torres y se empieza a desmantelar la

corana; con la ayuda de una gra y colocndole unos vientos de apoyo a los

lneas, algn miembro la cuadrilla dar las indicaciones necesarias al operador

que empezara con el izaje de la carga.

5. Iniciaremos con retirar la segunda seccin dela torre, con la ayuda de los

winches y colocando dos poleas, una de ellas en la parte superior de la

primera seccin y la otra polea sobre la subestructura de la torres, pasamos la

guaya de un winche por la polea de la estructura y continuamos con la polea

47 CRISTIAN DIOSA

que se encuentra en la parte superior de la torre metemos la guaya por la

polea y la pasamos hasta el centro de la torrea , tomamos la segunda seccin,

en esta delicada operacin se debe tener coordinacin con la persona que

opere el winche, el personal que se encuentra sobre la extrutura del mstil

retirando los seguros de las secciones del mstil.

Con el apoyo de la gra tomamos la primera seccin de dos lneas para

solventar la estructura, la persona que opera el winche inicia a ejecutarlo se

observara que la estructura poco a poco empezara a salir; llagara un punto

donde tendr que ponerse los dos restantes estrobos de las ayudas de gra.

El operador realizara la maniobra final de sacar la segunda seccin.

6. se procede a retirar la primera seccin del mstil, con la gra esta

procedimientos son los ms delicados por el tamao del elemento, el operador

y sus ayudantes colocan los estrobos en posicin centrado, se inicia el izaje de

la carga, todos el personal deben estar atentos a la carga y la gra, el

aparejador guiara al operador para empezar a bajar la carga.

7. Continuaremos con el desmantelamiento de la estructura de la mesa, la gra

se ubica frente a la posicin de la planchada, los cueros y el

encuellador,colocan los aparejos de la gra en las orejas que se encuentra

debajo de los pisos de la mesa; personal se ubica debajo de la estructura,

maniobra bastante peligrosa, el operador de la gra da un poco hacia arriba

mientras los cueros retiran los pines que sujetan la subestructura, atentos a

las instrucciones del Tool Pusher y proceden el personal a retirase de debajo

de la estructura, la gra empieza a bajar el winche principal mientras la

subestrutura empieza a caer sobre sus rieles.

8. Ya en el piso la subestructura, los miembros dela cuadrillas empieza a retira

toda la tornillera que unes las diferentes pizas, esto se deba hacer porque las

cargas no deben superar el lmite de carga que son 4000kg

9. Cabe mencionar que para realizar todos los trabajos se requiere

constantemente la ayuda del montacargas, se necesita de la concentracin del

operador para todas las maniobras y as evitar posibles aos en sus

componentes.

48 CRISTIAN DIOSA

10. se retiran los pines de pisos de la subestructura se proceden a retirar con el

montacargas, y se deja en un lugar donde facilite el cargu helicoportado.

11. Se procede a pesar todas las cargas y a colocarlas en la posicin ms fcil

para que el piloto pueda realizar la maniobra de carge, las cargas menores se

deben aprovechar para ocupar el mayor peso y evitar excesos de cargas que

puedan evitar sobrecostos en la movilizacin.