Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños

8/9/2019 Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños

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PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS

CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIA

FACULTAD DE MINAS

UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL

MEDELLÍN

1999


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PERFORACIÓN ROTATORIA: FUNDAMENTOS Y DISEÑOS

CARLOS MARIO SIERRA RESTREPO

Trabajo presentado para promoción a Profesor Asociado

UNIVERSIDAD NACIONAL DE COLOMBIAFACULTAD DE MINAS

UNIDAD DE PETRÓLEOS Y GAS NATURAL

MEDELLÍN

1999


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CONTENIDO

Pág.

LISTA DE TABLAS 9

LISTA DE FIGURAS 10

INTRODUCCIÓN 13

1. GENERALIDADES 14

1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO? 14

1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO. 17

1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO. 17

1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE. 20

2. PERFORACIÓN ROTATORIA 21

2.1 INTRODUCCIÓN. 21

2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA. 22

2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs"). 22

2.2.1.1 Equipos convencionales. 22

2.2.1.2 Equipos móviles. 24

2.2.2 Equipos de perforación en agua. 24

2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo. 25

2.2.2.2 Equipos flotantes. 27

2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN 28

2.3.1 Generadores de potencia. 29

2.3.2 Sistema de levantamiento. 32


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2.3.5.2 Detección de un “Kick”. 78

2.3.5.3 Control de un “Kick”. 78

2.3.6 Sistema de monitoria del pozo. 83

2.4. OTROS SISTEMAS DE ROTACIÓN. 84

2.4.1. Sistema “Top Drive”. 84

2.4.2. Motores de fondo. 86

3. BROCAS PARA PERFORACIÓN ROTATORIA. 87

3.1 TIPOS DE BROCAS. 87

3.1.1 Brocas de conos. 87

3.1.2 Brocas de arrastre ó de fricción. 88

3.1.2.1 Brocas de paletas. 89

3.1.2.2 Brocas de diamante natural. 89

3.1.2.3 Brocas de diamante policristalino (PDC). 90

3.1.2.4 Brocas de Diamante Policristalino Termoestable (TSP). 91

3.2 CLASIFICACIÓN IADC DE LAS BROCAS. 91

3.2.1 Clasificación IADC de brocas de conos. 91

3.2.2 Clasificación IADC de brocas de arrastre. 92

3.3 SELECCIÓN Y EVALUACIÓN DE LA BROCA. 93

3.4 FACTORES QUE AFECTAN LA TASA DE PENETRACIÓN. 95

3.4.1 Tipo de broca. 96

3.4.2 Tipo de formación. 96

3.4.3 Fluido de perforación. 96

3.4.4 Condiciones de operación. 96

3.4.5 Hidráulica de la broca. 97


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3.5 GENERALIDADES PARA LA SELECCIÓN DE BROCAS. 97

4. REVESTIMIENTO DE POZOS. 98

4.1 ESPECIFICACIÓN DEL REVESTIMIENTO. 994.2 TIPOS DE REVESTIMIENTO. 104

4.2.1 Revestimiento de Superficie. 104

4.2.2 Revestimiento Intermedio. 105

4.2.3 Revestimiento de Producción. 106

4.2.4 Revestimientos Auxiliares (“Liners”). 106

4.2.5 Tubo Conductor. 107

4.3 PARÁMETROS IMPORTANTES. 108

4.3.1 Resistencia a la Tensión. 108

4.3.2 Resistencia a las Presiones Externas. 113

4.3.3 Resistencia a las Presiones Internas. 121

4.4 DISEÑO DE SARTAS DE REVESTIMIENTO. 124

4.4.1 Programa de Revestimientos y Brocas 124

4.4.2 Factores de seguridad. 127

4.4.3 Diseño de sartas sencillas. 129

4.4.4 Diseño de las sartas combinadas. 132

5. CEMENTACIÓN DE POZOS. 137

5.1 MATERIALES USADOS EN LA CEMENTACIÓN DE POZOS. 138

5.1.1 Requisitos de los Cementos. 139

5.1.2 Cemento Básico. 141

5.1.3 Aditivos para el Cemento. 143


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5.1.4 Cementos Especiales. 145

5.1.5 Fluidos Espaciadores. 146

5.2 EQUIPO BÁSICO DE CEMENTACIÓN. 147

5.2.1 Equipo de Superficie. 147

5.2.2 Zapato Guía. 148

5.2.3 Collar Flotador. 148

5.2.4 Cabeza de Cementación. 149

5.2.5 Tapones de cementación. 149

5.2.6 Centralizadores. 150

5.2.7 Raspadores. 150

5.3 TIPOS DE CEMENTACIÓN. 151

5.3.1 Cementación Primaria. 151

5.3.2 Cementación Secundaria. 153

5.4 PRUEBAS DEL CEMENTO. 153

5.5 CÁLCULOS BÁSICOS EN UNA CEMENTACIÓN. 155

5.5.1 Volumen de Lechada. 155

5.5.2 Rendimiento del Cemento. 157

5.5.3 Número de Sacos de Cemento Requeridos. 158

5.5.4 Cálculo del Desplazamiento. 158

5. 5.5 Requerimiento total de Agua. 159

5.5.6 Cálculo de la Cantidad de Aditivos Requeridos. 159

5.5.7 Tiempo de Operación. 159

5.6 PROGRAMA PARA BAJAR REVESTIMIENTO Y CEMENTAR. 160

5.7 CEMENTACIONES CON PROCEDIMIENTOS ESPECIALES. 162


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5.7.1 Cementación con tubería de perforación. 162

5.7.2 Cementación por etapas. 163

5.7.3 Cementación de revestimientos auxiliares 1645.7.4 Cementaciones remédiales. 166

5.8 TAPONES BALANCEADOS DE CEMENTO. 166

5.8.1 Uso de los Tapones de Cemento. 166

5.8.2 Métodos de Colocación. 167

5.8.3. Cálculos Tapón Balanceado. 168

5.8.4. Programa de Trabajo. 171

BIBLIOGRAFÍA 173

ANEXO: Problemas 175


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LISTA DE TABLAS

Pág.

Tabla 1. Propiedades de algunos combustibles. 30

Tabla 2. Propiedades de los cables de perforación más usados (6 x 19). 40

Tabla 3. Eficiencia promedio del juego de poleas. 44

Tabla 4. Distribución de cargas en las patas de la torre. 46

Tabla 5. Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API. 61

Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación API. 62

Tabla 7. Peso en lbf /Pie de diversos tipos de collares de perforación. 63

Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación. Rango 2. 70

Tabla 9. Graduación del desgaste de las brocas. 93

Tabla 10. Grados de acero reconocidos por el API 101

Tabla 11. Dimensiones de los tubos de revestimiento más usados. 102

Tabla 12. Propiedades de “Liners” API. 107

Tabla 13. Constantes utilizadas en las ecuaciones 25 y 26. 110

Tabla 14. Resistencia a la tensión en las uniones, de revestimientos API. 111

Tabla 15. Resistencia a cargas axiales de revestimientos API. 114

Tabla 16. Datos necesarios para el cálculo de PC 117

Tabla 17. Resistencia al colapso de revestimientos API. 119

Tabla 18. Resistencia a la presión interna de revestimientos API. 122

Tabla 19. Tamaños de brocas recomendadas para correr revestimientos API. 126

Tabla 20. Clasificación API de los cementos. 142


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LISTA DE FIGURAS

Pág.

Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada 14

Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas 15

Figura 3. Locación del pozo 17

Figura 4. Pozo en perforación 18

Figura 5. Contrapozo 18

Figura 6. Perforación por percusión o cable 19

Figura 7. Equipo de perforación rotatoria 22

Figura 8. Proceso de instalación de torre levadiza 23

Figura 9. Plataforma Jack-up y plataforma enteriza 25

Figura 10. Plataforma semisumergible 27

Figura 11. Buque perforador 27

Figura 12. Partes básicas de un equipo de perforación 27

Figura 13. Componentes del sistema de levantamiento 31

Figura 14. Algunos ejemplos de torres 32

Figura 15. Subestructura 34

Figura 16. Malacate y sus partes 36

Figura 17. Componentes del juego de poleas 36

Figura 18. Partes del cable de perforación 37

Figura 19. Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona 42

Figura 20. Distribución de las cargas en la subestructura 45

Figura 21. Sistema circulatorio del fluido de perforación 46


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Figura 45. Cabeza de cementación 148

Figura 46. Centralizadores 149

Figura 47. Raspadores 150

Figura 48. Balance de presiones en el pozo durante cementación primaria 151

Figura 49. Esquema para el cálculo del volumen de lechada 155

Figura 50. Estado de las columnas de fluidos, mientras se coloca el tapón 168y después de retirar la tubería de trabajo.


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INTRODUCCIÓN

Este trabajo tiene por objeto proponer un texto guía que sirva de base para la

asignatura Perforación I, perteneciente al núcleo básico profesional del programa

curricular de Ingeniería de Petróleos. Las operaciones y variables que se

involucran en la perforación de un pozo son muchas; acá se desarrollan

únicamente los conceptos básicos que debe manejar un estudiante de pregrado

tomando como referencia el programa de Perforación I, aprobado por la Facultad

de Minas de la Universidad Nacional de Colombia. Temas tan importantes como

los fluidos de perforación y la perforación dirigida, entre otros, se dejan para ser

trabajados en los cursos Fluidos de Perforación y Perforación II, pertenecientes al

mencionado plan de estudios.

Los temas cubiertos en este texto son: Equipos para perforación rotatoria,

revestimiento de pozos, cementación de pozos y brocas usadas en la perforación

rotatoria. En el último capítulo aparecen una serie de ejercicios para ser

planteados y resueltos durante el desarrollo del curso. Este texto se debecomplementar con el trabajo (7) “Hidráulica de la Perforación Rotatoria”, para un

mejor cubrimiento del curso.

El texto trata de recoger todas las experiencias académicas ganadas por parte del

autor durante diez años de trabajo como profesor del área de Perforación, tiempo

durante el cual se ha tenido además la oportunidad de asistir a diferentes cursos

y realizar varias pasantías en compañías petroleras.

Cabe aclarar que a través de los diferentes capítulos se maneja tanto el sistema

práctico de unidades como el Sistema Internacional. Las unidades y constantes

que aparecen entre paréntesis, en cada una de las ecuaciones, son las que se

deben usar cuando se trabaje con el Sistema Internacional.


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1. GENERALIDADES

Los hidrocarburos (líquidos, sólidos o gaseosos) son compuestos orgánicos y

naturales constituidos por átomos de carbono e hidrógeno. El petróleo en su

estado natural es una mezcla compleja de hidrocarburos de diferentes tipos,

acompañados de algunos contaminantes que le inducen malas propiedades

(azufre, vanadio, etc.). Después de ser extraídos, esos diferentes hidrocarburos,

son sometidos a procesos de separación de los que se obtienen diversos

productos cada uno con propiedades y usos especiales.

El petróleo se formó hace millones de años como resultado de la transformación

de materia orgánica (restos de organismos terrestres y acuáticos) que se acumuló

en el fondo de océanos y lagos, y que al mismo tiempo fue recubierta por

partículas de lodo, arcilla y arena traídos por los ríos desde los continentes. Al

mismo tiempo que la materia orgánica se transformó en petróleo, los sedimentos

sueltos se transformaron en roca dura.

La transformación de la materia orgánica en petróleo se dio a través del tiempo

debido a factores físico - químico y bacteriológico, acompañados de efectos de

presión y temperatura. La presión se debió al peso creciente de los sedimentos

que poco a poco se acumulaban sobre la materia orgánica.

1.1 ¿DONDE PODEMOS ENCONTRAR PETRÓLEO?

La acumulación y el peso de los sedimentos que se depositaron en los océanos y

los lagos, hicieron que los más profundos se compactaran y se convirtieran en las

rocas que hoy existen en forma de capas o estratos; las rocas así formadas se

llaman "sedimentarias". En casi todas las rocas sedimentarias (areniscas, calizas,


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etc.) Hay espacios vacíos llamados poros, en los que puede existir petróleo, pero

si además esos poros son numerosos (la roca es porosa) e interconectados entre

sí (la roca es permeable) la estructura será propicia para la acumulación de

hidrocarburos. La roca en la cual se formó originalmente el petróleo, bajo las

condiciones ya descritas, se denomina "roca madre".

Una vez se formó el petróleo, y asistido de su estado natural fluido, la presión

ejercida por los estratos o rocas superiores lo expulsó a través de los poros de las

rocas y lo desplazó hacia sedimentos de más baja presión que se encontraban

más cerca de la superficie terrestre. Este fenómeno es conocido como

"migración" del petróleo. La migración del petróleo se llevó a cabo a través de las

rocas porosas y permeables que se encontraban cerca al sitio de origen, o a lolargo de grietas y fracturas en las rocas no permeables. Dicha migración pudo

alcanzar distancias más o menos grandes, según los espesores de las rocas y el

medio a través del cual fluyó. En ocasiones llegó hasta la superficie, donde

paulatinamente se transformó en asfalto a medida que se evaporaron sus

componentes más volátiles.

Figura 1. Trampa estructural tipo falla y trampa estructural combinada

Cuando el petróleo que fluye queda impedido de seguir adelante en su migración,

empieza a acumularse en una roca especial, tipo sedimentaria, denominada "roca

acumuladora". Para ello debe existir una trampa subterránea, lo cual se produce si

el reservorio encuentra una barrera impermeable. Hay muchas clases de trampas

de petróleo, pero se les clasifica en general en trampas estructurales y trampas


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estratigráficas. Las estructurales son el producto de alguna deformación local

(como plegamientos, fallas o combinación de las dos) del reservorio y de la

cubierta. Las trampas estratigráficas se forman por procesos distintos de la

deformación estructural: Los restos de un arrecife coralino sepultados por

sedimentos permeables pueden formar una trampa; las capas sedimentarias

pueden cambiar lateralmente en composición litológica, o pueden desaparecer

para aparecer en otra parte como un diferente tipo de roca, tales cambios causan

a menudo una disminución en la porosidad creando posiblemente una trampa.

Otra roca impermeable denominada "roca cubierta" termina de cerrar el reservorio.

La combinación de la roca acumuladora, la trampa y la roca cubierta forma el

"yacimiento". Para que el yacimiento sea valioso, no basta con que el petróleo seacumule, es preciso que éste se encuentre en cantidades comercialmente

explotables.

Figura 2. Ejemplos de trampas estratigráficas


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El petróleo se encuentra generalmente acompañado por gas (mezcla de

hidrocarburos livianos) y agua. Debido a la diferencia de densidades, en un

yacimiento el gas se concentra en la parte superior, el petróleo en la parte

intermedia y el agua en el fondo.

1.2 LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO.

Saber que existen trampas de petróleo es una cosa, localizarlas es otra. Los más

importantes métodos para localizar petróleo son: el levantamiento aéreo, la

exploración geológica y la exploración geofísica. Los levantamientos aéreos se

usan para obtener un cuadro general del área a explorar. Estructuras importantesde superficie como anticlinales y fallas se pueden ver fácilmente. La exploración

geológica toma como base observaciones hechas sobre el afloramiento de capas

de roca en el área potencialmente productiva de hidrocarburos. Partiendo de esas

observaciones se hacen mapas geológicos detallados, en los cuales se muestra la

posición y forma de los afloramientos, así como descripciones de las

características físicas y contenido de fluidos en los lechos expuestos. El tercer

método de exploración es el más efectivo. La exploración geofísica implica el uso

de equipo de superficie para buscar estructuras subterráneas que puedan

contener petróleo. La principal de estas técnicas es la sísmica, la cual usa ondas

de impacto dirigidas desde superficie para localizar y describir formaciones

subterráneas. Otros métodos que existen, dependen de las propiedades

gravimétricas o magnéticas de la tierra.

1.3 PERFORACIÓN DE UN POZO.

Una vez que existe la posibilidad de que haya petróleo en cierto lugar, la única

forma de verificar su existencia y extraerlo es perforando. La mayoría de las

inversiones requeridas para perforar son hechas por grandes compañías


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petroleras, siendo la inversión tal, que en muchas ocasiones se requiere la

asociación de varias empresas especializadas en diferentes aspectos de la

perforación. Los pasos a seguir son:

Localizar donde se va a perforar el pozo (sitio exacto). Un pozo se clasifica

como exploratorio (“wild CAT”) si se perfora con el propósito de descubrir un

nuevo yacimiento, o de desarrollo si se perfora con el fin de explotar un

yacimiento conocido. Usualmente son los geólogos quienes recomiendan la

localización de los pozos exploratorios, mientras que el departamento de

ingeniería de yacimientos recomienda la localización de los pozos de

desarrollo.

Figura 3. Locación del pozo

El grupo de ingeniería de perforación se encarga de hacer los diseños

preliminares y la estimación de costos.

Usualmente para la perforación se contrata una compañía de serviciosespecializada en perforar. El departamento de ingeniería de perforación

entrega a la compañía contratada todas las especificaciones del trabajo. En

áreas donde los costos no pueden ser estimados con razonable exactitud, el

contrato se hace pagando por día ($/día). Si las experiencias previas han

mostrado lo rutinario de la perforación el contrato se hace pagando por pie


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perforado. En algunos casos, el contrato se basa en costo/pie hasta cierto

punto o formación, y en costo/día en adelante.

El siguiente paso es la preparación de la locación, la construcción de vías de

acceso y el traslado e instalación del equipo.

Figura 4. Pozo en perforación

Se construye el contrapozo.

Figura 5. Contrapozo

Se procede a perforar el pozo.


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1.4 PERFORACIÓN CON EL MÉTODO DE PERCUSIÓN O CABLE.

Este fue el primer método importante utilizado para perforar pozos de petróleo. Se

usó durante el siglo XIX y en las dos primeras décadas del siglo XX. Todavía se

usa hoy para perforar pozos de agua poco profundos en formaciones duras.

El método consiste esencialmente en perforar un pozo mediante golpes repetidos

con una broca fija a una sarta de perforación (un trozo largo de acero suspendido

de un cable de perforación). La sarta provee el peso necesario para forzar la

broca en el interior del suelo. El agujero se mantiene vacío, excepto por un poco

de agua en el fondo. Después de perforar unos pocos pies, se retira la broca y se

remueven los cortes con una "cuchara de achique" (un tubo abierto con una

válvula en el fondo). El método por cable es sencillo y barato pero solamente eseficaz para pozos superficiales por lo lento del proceso.

Figura 6. Perforación por percusión o cable


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2. PERFORACIÓN ROTATORIA

2.1 INTRODUCCIÓN.

Con pocas excepciones, todos los pozos petrolíferos y/o gasíferos perforados hoy

en día utilizan el método rotatorio, el cual fue introducido alrededor de 1.900. En

el se usa una broca cuya función es crear un agujero mediante la rotura de la roca

subterránea. La broca va fracturando la roca al tiempo que gira en la formación.

Cualquiera que sea el tipo de broca debe hacérsele rotar para que perfore. La

energía de rotación se transmite por medio de "la sarta de perforación", la cual

consta de porciones de tubería de acero de alta resistencia (tubería de

perforación) y de aproximadamente 30 pies de largo y de 3½ a 5 pulgadas de

diámetro. Cada tubo tiene una conexión especial de acero que puede transmitir el

torque y sin embargo ser conectada y desconectada rápida y repetidamente con

seguridad. A medida que se va perforando se va agregando nueva tubería de

perforación. Tubería de pared gruesa (lastra barrenas o collares) en el extremo

inferior de la sarta, inmediatamente por encima de la broca, provee el peso

necesario para perforar. La “kelly”, también forma parte de la sarta. Otras partes

del equipo son: la “swivel” que va unida al gancho, y éste a su vez a las poleas

viajeras y fijas.

Los cortes se llevan a superficie por medio del fluido de perforación, el cual se

hace circular por medio de una bomba. De un tanque en superficie se hace pasar

al interior de la kelly, la tubería de perforación, los collares y la broca, regresandopor la parte anular entre el hueco y la tubería, hasta llegar a superficie. Los cortes

que son arrastrados se depositan, y el fluido libre de éstos, recibe un tratamiento y

vuelve nuevamente a la circulación. El fluido de perforación debe tener ciertas

características para cumplir sus funciones.


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La sarta de perforación debe ser sacada cada vez que sea necesario cambiar la

broca, la cual se gasta con el uso. Para esta operación la tubería se saca de a 1,

2, ó 3 tubos dependiendo de la capacidad de la torre. Después del cambio de la

broca se baja nuevamente la tubería, y se pone en marcha la circulación del fluido.

Luego se pone en funcionamiento la broca.

La Figura 2 muestra las partes que componen un equipo de perforación rotatoria.

2.2 EQUIPOS DE PERFORACIÓN ROTATORIA.

Dependiendo de sí la perforación se desea hacer en tierra firme o en zonasacuosas (mares, lagos, ríos) los equipos de perforación adquieren diferentes

configuraciones, aunque sus componentes y principios de operación son los

mismos.

2.2.1 Equipos de perforación en tierra ("land rigs"). Los principales factores de

diseño de estos equipos son su portabilidad, en particular de la torre, y la máxima

profundidad de operación.

2.2.1.1 Equipos convencionales. La torre es armada y desarmada, parte por

parte, en el sitio exacto donde se va a perforar. En algunos casos se deja en este

sitio después de terminado el pozo. En la actualidad, debido a los altos costos, se

están construyendo de modo que puedan ser rehusadas. Los diferentes

componentes del equipo son montados sobre patines ("skid") para poder moverlos

fácilmente.


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Figura 7. Equipo de perforación rotaria


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2.2.1.2 Equipos móviles. Se pueden dividir como se muestra a continuación.

Torre levadiza ("jacknife" o "cantiléver"): La torre se arma por paquetes

utilizando pines, después de lo cual queda tendida sobre el suelo. Para

ponerla en pie se utiliza el sistema de levantamiento propio del equipo.

Mástiles portátiles ("portable mast"): La torre va montada sobre un

camión, en el que van también los motores y el malacate como una sola

unidad. En este caso la torre puede ser entera o telescópica. Estas últimas

son llevadas a la posición vertical y extendida por pistones hidráulicos. Los

mástiles portátiles se usan para profundidades moderadas.

Figura 8. Proceso de instalación de torre levadiza

2.2.2 Equipos de perforación en agua. En este caso los principales factores de

diseño son la portabilidad y la máxima profundidad del agua donde se puede

perforar.


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2.2.2.1 Equipos soportados en el fondo (1,8).

Plataformas: Son usadas tanto para perforación como para producción.

Normalmente la perforación de pozos de desarrollo costa afuera es hecha

desde plataformas fijas. Después de que los programas de exploración

indican que hay suficiente petróleo, de modo que se justifique la inversión,

una o más plataformas se construyen y desde ahí se perforan varios pozos

dirigidos. Esto último hace necesario que la plataforma se ubique en un sitio

tal que el campo se desarrolle lo mejor posible.

Las plataformas enterizas ("self-contained") se usan en aguas profundas.

Son plataformas montadas sobre pilotes de concreto, construidas en tamañosgrandes para dar espacio suficiente a todo el equipo y personal. Los costos

de instalación son altos y en caso de un reventón se pierde todo el equipo. El

uso de una combinación plataforma-barcaza ("tendered") es más económico

y de más fácil aplicación en áreas exploratorias. Una plataforma pequeña

contiene la subestructura, el malacate, la mesa rotaria y los motores. Una

barcaza adicional lleva el resto del equipo, la tubería, el agua dulce y los

alojamientos. Su ventaja es la movilidad y el bajo costo de instalación. Como

desventaja está la pérdida de tiempo por vientos y corrientes marinas, caso

en el cual la barcaza se debe alejar para evitar que choque con la plataforma.

En general, donde se va a instalar cualquier equipo soportado en el fondo se

debe hacer un estudio de suelos del área donde se va a localizar el equipo,

para poder establecer las condiciones de diseño de la estructura.

Normalmente, en estas mismas plataformas se instala el equipo de cabeza

de pozo o equipo de producción. Cuando la profundidad del agua es tal que

no se justifica económicamente la construcción de una plataforma, se utiliza

un equipo flotante para perforar el pozo y el equipo de producción se instala

en el fondo.


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Barcaza ("bargue"): También conocidos como equipos sumergibles.

Generalmente son usados para perforar en aguas tierra adentro (lagos,

pantanos, etc.) donde no existe la acción de las olas y la profundidad del

agua es máxima de 20 pies. La barcaza contiene el equipo completo y se

desplaza hasta hacer coincidir la abertura de la mesa con la proyección del

punto exacto donde se va a perforar. Luego la barcaza es inundada.

Completada la perforación, se bombea el agua y el equipo se puede trasladar

a otra locación. También se pueden usar en profundidades entre 20 y 40

pies, rellenando el sitio de la locación con grava para que la barcaza repose.

Plataforma auto elevadiza ("jack-up"): Son los equipos móviles másusados, de los soportados en el fondo. Consta de una plataforma que posee

en sus extremos unos tubos o patas corredizas que se pueden deslizar

libremente hacia arriba o hacia abajo, siendo accionado este movimiento por

medio de un "gato hidráulico". La plataforma se remolca a la locación con las

"patas" elevadas. Allí, "las patas" se bajan hasta el fondo fijando la

plataforma. El equipo puede ser levantado con el gato para evitar la acción

de las olas. Están limitados a profundidades de hasta 350 pies. El hecho deestar soportados en el fondo los hace menos vulnerables a condiciones

climáticas adversas.

Figura 9. Plataforma Jack-up y plataforma enteriza


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2.2.2.2 Equipos flotantes.

Equipos semisumergibles: Se conocen también como unidades de columna

estabilizada. Estos equipos pueden ser inundados como las barcazas, por lo

que pueden perforar flotando o soportados en el fondo. Sin embargo, los

modernos equipos semisumergibles son más caros que las plataformas auto

elevadizas, por lo que se usan en aguas de tal profundidad que es imposible

descansar el equipo en el fondo. Se usan en profundidades de hasta 6.000

pies. Algunos de estos equipos utilizan grandes motores para ser

posicionados dinámicamente sobre el hueco. Son muy usados en el mar del

Norte donde la acción de las olas es muy severa. Presentan una desventaja,

aunque son conocidos como los más estables de los equipos flotantes:cuando el equipo es cargado con la tubería y el material necesario para

perforar, el piso del equipo que está de 40 a 70 pies por encima del nivel del

agua pierde estabilidad y aumenta el peligro de zozobra.

Buques de perforación ("Drill Ship"): Son unidades completamente

móviles operadas en aguas profundas. La cuadrilla del buque debe

acompañar la cuadrilla de perforación lo que aumenta los costos, aunque sonmás baratos que los equipos semisumergibles. Su gran ventaja es la

facilidad para transportar el equipo de un pozo a otro, pero su uso se limita a

zonas donde la acción del mar no es muy severa. Con algunos buques se

logra perforar en profundidades de hasta 13.000 pies. Algunos de estos

equipos tienen forma de barcaza y deben ser remolcados. Para mejorar su

estabilidad poseen un sistema de lastre o anclaje, sin embargo su capacidad

para operar con vientos y olas fuertes es limitada.


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Figura 10. Thunder Horse, New Orleanses la mayor plataforma semisumergible jamás construida.

Figura 11. Buque perforador NeptuneDiscoverer

2.3 PARTES BÁSICAS DE UN EQUIPO DE PERFORACIÓN

Figura 12. Partes básicas de un equipo de perforación


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29

Aunque los equipos de perforación difieren en su apariencia y método de

despliegue, todos los equipos rotatorios tienen básicamente la misma

configuración. Los principales componentes de un equipo rotatorio son:

Generadores de potencia.

Sistema de levantamiento.

Sistema circulatorio del fluido de perforación.

Sistema rotatorio.

Sistema de control de pozo.

Sistema de monitoreo del pozo.

2.3.1 Generadores de potencia (1). La mayor parte de la potencia generada es

consumida cuando se baja o se levanta la tubería de perforación o de

revestimiento al pozo, y por el sistema circulatorio del fluido de perforación. Las

otras partes del equipo consumen muy poca potencia. Los motores son los centros

de generación de esta potencia para ser transmitida al malacate y a las bombas

del fluido de perforación. Estos gastos de potencia no ocurren al mismo tiempo y

los mismos motores pueden ser usados para las dos operaciones. Cada motorpuede generar entre 250 y 2.000 hp. La potencia total requerida por la mayoría de

estos equipos varía entre 1.000 y 3.000 hp. Los motores se instalan sencillos,

dobles o triples acoplados en serie. Los primeros motores usados fueron motores

a vapor, pero se desecharon por ser muy costosos. En los equipos modernos se

usan motores de combustión interna o motores eléctricos. Los eléctricos son más

costosos pues requieren suministro de potencia adicional, pero transmiten

fácilmente la potencia a las varias partes del equipo. Los motores de combustión

interna son los más usados en la industria del petróleo por su comodidad.

Un factor muy importante que se debe tener en cuenta es el consumo de

combustible, pues de esto depende la eficiencia del motor.


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HWCP f T (1)

Donde:

PT: potencia teórica desarrollada por el motor, hp (watt).

Wf: rata de consumo de combustible, lbm/hr (kgm/s).H: calor de combustión, BTU/lbm (J/kgm).

C: constante que depende de las unidades usadas = 3,934*10-4 (1.0).

Tabla 1. Propiedades de algunos combustibles (1).

Combustible Densidad

(lb/gal)

Calor de Combustión

(BTU/lbm)Diesel 7,2 19.000

Gasolina 6,6 20.000

Butano 4,7 21.000

Metano Gas 24000

Para calcular la eficiencia del motor se debe hacer el planteamiento que se

muestra a continuación. Cuando, por ejemplo, el motor transmite su potencia al

malacate se tiene que:

r **Fv*Ft

d*F=t

W=Pr

r *F* N*C*T*C=P 21r (2)

Donde:

Pr : Potencia usada por el malacate, hp (watt).

N: frecuencia de rotación del malacate, rev/min (rev/s).

: Velocidad angular, rad/min (rad/s).

V: velocidad de la línea, pie/min (m/s).


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T: torque, lbf-pie (J).

W: trabajo, lbf-pie (J).

r : radio del malacate, pie (m).

d: distancia, pie (m).

t: tiempo, min (s).

F: fuerza, lbf (N).

C1: constante que depende de las unidades usadas = 3,03*10-5 (1,0)

C2= constante que depende de las unidades usadas = 1,9*10-4 (1,0)

Finalmente, la eficiencia se calcula como:

T

r

PP

E (3)

Los motores se especifican por: Tipo, modelo, marca, serie, potencia según rpm,

sistema de acople, tipo de transmisión ("Compound", compuesta por clotches,

uniones, ejes, cadenas, y ruedas dentadas). Ejemplo (14):

Marca: Caterpillar Tipo: combustión interna.

Modelo: DC-1650 Serie: 452

POTENCIA RPM

400 1200

350 1000

300 800

200 600


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2.3.2 Sistema de levantamiento. Dos de las operaciones más comunes en

perforación son: conectar o adicionar nueva tubería a la sarta de perforación para

profundizar y hacer viajes de tubería. Esto último se refiere al proceso de remover

la sarta de perforación del hueco para cambiar una porción ensamblada dentro del

mismo (por ejemplo, cambio de la broca). Este sistema provee el medio para

realizar estas operaciones. Los principales componentes son: la torre, la

subestructura, el malacate, el juego de poleas y los elevadores.

Figura 13. Componentes del sistema de levantamiento

2.3.2.1 La torre ("Derrick"). Elemento que soporta las cargas en la operación y

da el espacio vertical necesario para bajar y sacar sartas de tubería al pozo.

Permite almacenar dichas sartas paradas y recostadas en tramos de 1, 2 ó 3

tubos (paradas sencillas, dobles o triples). Las torres pueden ser portátiles

(llamadas más comúnmente mástiles) o convencionales. Las convencionales se


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arman por lo general remachando unos a otros los miembros de la estructura y se

usan principalmente en áreas de formaciones duras o profundas. Las portátiles se

usan en pozos poco profundos por su comodidad en armar y desarmar, y por su

fácil transporte.

Figura 14. Algunos ejemplos de torres

Los principales factores que se tienen en cuenta en el diseño de una torre son:

Las cargas compresivas: la torre debe soportar con seguridad todas las cargas

que se vayan a usar en el pozo sobre el cual se coloca; es decir, debe resistirel colapso causado por las cargas verticales. Probablemente la carga máxima

vertical que se le impone se da al halar la sarta de perforación cuando ésta se

ha pegado en el pozo. El total de esta carga, excluyendo el peso de la torre,


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con un factor de seguridad de cuatro, es el llamado "capacidad de carga segura

API":

gt Wn

4nW (4)

Donde:

Wt: capacidad de carga segura API, lbf (N).

Wg: peso que cuelga del gancho más el peso del juego de poleas, lbf (N).

n: número de líneas enhebradas entre las poleas que van ancladas al

tope de la torre y el bloque viajero.

Las cargas al viento: la torre debe también diseñarse para soportar el empuje

máximo del viento al cual estará expuesta. El momento más crítico se presenta

cuando la velocidad del viento se ejerce perpendicularmente a la torre. Para

este caso se propone la siguiente ecuación empírica(1):

W C vv2 (5)

Donde:Wv: cargas al viento, lbf/pie2 (N/m2).

v : velocidad del viento, millas/hr (m/s).

C = constante que depende de las unidades usadas = 0,004 (0,4288).

También se debe considerar si la tubería está recostada sobre la torre.

Las torres se especifican por: altura máxima de la estructura desde el piso (100 -160 pies), capacidad de carga estática (500.000 - 2'000.000 lbf) y tipo). Ejemplo

(14):


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Marca: Dreco Tipo: Mástil levadizo

Modelo Altura (pies) Base(pies) Capacidad (Lbf)

M09712-420 97 12x12 420000

M12713-420 127 13.6x13.6 420000

M13321-700 133 15x15 550000

2.3.2.2 La subestructura. Andamiaje sobre el cual se colocan la torre, los

motores, la consola de mando, y sobre el cual se para la tubería que se recuesta a

la torre. En ella va siempre instalada la mesa rotaria que se ubica encima del

centro del pozo. En su interior se instalan las válvulas preventoras de reventones.

La subestructura debe ser lo suficientemente fuerte para soportar con seguridad

las cargas a las que está sometida y tener altura suficiente para dar cabida a las

preventoras y al personal.

Figura 15. Subestructura


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Se especifican por: dimensiones (ancho, largo, altura), capacidad de carga

estática, y por su tipo (Fija: hecha en una sola estructura, Telescópica: de altura

variable, y "Box on box": armables en secciones o paquetes). Ejemplo: Fija, 8 pies

de altura, 36 pies de longitud, 7 pies de ancho y 430.000 lbf de capacidad de

carga estática.

2.3.2.3 El malacate ("Draw-works"). Pieza clave del equipo que recibe la

potencia de los motores. Sus partes principales son:

El tambor: transmite el torque requerido para subir o bajar las sartas, y

almacena el cable de perforación.

La transmisión: provee el medio necesario para cambiar fácilmente la dirección

y la velocidad del bloque viajero.

Los cabezas de gato: son dos cilindros ubicados en los extremos del malacate,

con los cuales se realizan operaciones de apretar o soltar conexiones de la

sarta.

El freno hidrométrico: freno hidráulico que se usa cuando se baja tubería para

disminuir su velocidad

Consola de mando: en ella, el perforador maneja el malacate.


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Figura 16. Malacate y sus partes

El malacate se especifica por: potencia de entrada y potencia de entrega, tamaño

del tambor, tipo de transmisión y dimensiones.

2.3.2.4 Juego de poleas. Está compuesto por el bloque o corona, el bloque

viajero, el gancho y el cable de perforación.

Figura 17. Componentes del juego de poleas


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Bloque o corona ("Crown Block"): Conjunto de poleas fijas ancladas en el

tope de la torre, a través de las cuales pasa el cable que hace subir o bajar las

poleas viajeras. A mayor número de poleas menor es la eficiencia del malacate

Se especifican por: marca, tamaño de las poleas (diámetro), tamaño de las

ranuras y capacidad de carga dinámica.

Bloque viajero ("Traveling block"): Conjunto de poleas adyacentes montadas

en una cubierta de lámina. Va acoplado, en su parte inferior, al gancho

formando un solo conjunto. Se especifica por: tamaño de las poleas, número

de poleas que contiene, tamaño de ranura y capacidad de carga.

Gancho ("Hook"): va unido al bloque viajero y de él se cuelga la sartamediante los brazos y el elevador, o mediante la "swivel". Se especifican por la

marca, el tipo (ganchos para trabajos livianos y ganchos para trabajos pesados)

y la capacidad de carga.

Cable de perforación ("Drilling line" o "Wire rope"): elemento de alambres

de acero trenzados con núcleo de fibra o de acero. Está formado por hilos que

forman torones y por un núcleo. Se fabrican armando alambres de menordiámetro en torones, los que a su vez se retuercen alrededor de un alma de

acero para formar el cable.

Figura 18. Partes del cable de perforación


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El trenzado de un cable describe la dirección en la que los alambres y los

torones están envueltos. Existen arreglos típicos:

Tendido regular-derecho: los torones se enrollan a la derecha (torcidos en

dirección de la mano derecha cuando se ven desde una punta), y los alambres

que forman cada torón se dirigen en sentido contrario a la dirección en que se

enrollan los torones.

Tendido regular-izquierdo: los torones se enrollan a la izquierda, y los alambres

en cada torón se dirigen en sentido contrario.

Tendido derecho-derecho: tanto los torones como los alambres que conformanéstos, van enrollados hacia la derecha.

El cable se enhebra a través de las poleas viajeras y la corona, con una punta

amarrada al malacate y otra pasando por el anclaje al tambor de reserva. La

porción de cable que se mueve entre el malacate y la corona se denomina

“línea viva” y la que llega al anclaje se denomina “línea muerta”. Para cumplir

sus funciones, el cable debe tener las siguientes propiedades:

Resistencia: depende del acero y del diámetro o calibre.

Flexibilidad: depende del mayor o menor número de alambres por torón.

Elasticidad: factor de seguridad adicional para cuando es sometido a cargas

imprevistas. Se obtiene con longitud y clase de trenzado.

Resistencia a la abrasión: aumenta con el área expuesta a las poleas.

Resistencia a la deformación: se debe al exceso de carga. Los más resistentes

son los de alma de acero.


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El cable se especifica por (1): Tipo de trenzado, número de torones, número de

hilos por torón, tipo de núcleo y tamaño (diámetro) medido entre torones

opuestos. En perforación se usan cables de 1 1/8 pulgada, 1 1/4 pulgada, 1 1/2

pulgada, 1-3/4 pulgada, 2 pulgadas, 6x19 alma de acero. La tabla 2 muestra

las propiedades de los cables de perforación más usados (6x19).

Tabla 2. Propiedades de los cables de perforación (6x19) más usados (1).

Diámetro nominal

(pulg)

Masa

(lbm/pie)

Resistencia nominal

(lbf)

1-1/8 2,34 113.0001-1/4 2,89 138.800

1-1/2 4,16 197.800

1-3/4 5,67 266.000

2 7,39 344.000

Con el movimiento arriba y abajo de las poleas, el cable efectúa trabajo. Estetrabajo se calcula y se acumula en Toneladas-milla con el fin de correr el cable y

cambiar los puntos de contacto con las poleas o de fricción con el tambor del

malacate. Por esta razón se elabora un programa de corrida y corte de cable para

aprovechar al máximo su trabajo. Las Toneladas-milla se calculan cada que se

hace un viaje o se corre revestimiento, incluyendo el trabajo realizado mientras se

perfora. Estas Toneladas-milla calculadas se van acumulando y cada

determinada cantidad de trabajo se corre el cable una determinada cantidad de

pies. Periódicamente se corta lo que se ha corrido. Generalmente se efectúan 3 ó

4 corridas de longitudes entre 20 y 40 pies y se corta el exceso de cable en la

última. Es práctica común en equipos grandes, correr 21 pies de cable cada 500

Toneladas-milla y cortar 84 pies al final de la cuarta corrida. Para “correr” el cable,

se descarga el bloque viajero sobre la subestructura, se le quita el seguro al


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anclaje y se enrolla en el malacate la longitud de cable que se desea correr; por

último se asegura nuevamente el anclaje. De esta forma se cambian los puntos

de contacto del cable con las poleas.

El API recomienda las siguientes fórmulas para calcular el trabajo realizado por el

cable de perforación (2), mientras se perfora y durante un viaje de tubería:

Tm H E H K H K v 1 2 (6)

BWCLX

XCMCCK

BWCK

aa

5432

a11

B C m1 2 (7)

Donde:

Tmv : trabajo hecho por el cable en un viaje completo de tubería a la

profundidad H, Toneladas-milla (J).B : factor de boyanza para el acero (asume acero = 65,6 lbm/gal).

m : Densidad del fluido de perforación, lbm/gal (Kgm/m3 ).

Ca : peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).

Wa : peso de la tubería de perforación en el aire, lbf/pie (N/m).

H : profundidad del hueco, pies (m).

E : longitud de una parada de tubería, pies (m).

L : longitud total de los collares, pies (m).M : peso total de las poleas, el gancho y el elevador, lbf (N).

Las ecuaciones 6 y 7 utilizan loas siguientes constantes de conversión de

unidades:


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C1= 0,0000000946 (0,042).

C2= 0,015 (8,346x10-6).

C3= 0,000000379(8,9).

C4= 1(0,2246).

C5= 0,5(1,1023).

Tm Tm TmP V V3 2 1 (8)

Donde:

Tmp : trabajo realizado al perforar entre una profundidad H1 y otra H2,

Toneladas-milla (J).

2.3.2.5 Elevador ("Elevator"). Accesorios colocados al gancho por medio de

unos brazos y formados por dos secciones para abrir y cerrar de forma que

puedan abrazar el cuello de los tubos. Pueden ser de hueco recto o de hueco

cónico (18 ), o de cuñas para cuellos lisos. Se especifican por su marca, tipo y

capacidad de carga. Los brazos del elevador (“links”) son una pareja de

elementos cilíndricos con ojos en sus extremos para conectar al gancho arriba y al

elevador abajo; se especifican por: distancia entre ojos, diámetro del cuerpo y

capacidad de carga.

2.3.2.6 Cálculos necesarios sobre el sistema de levantamiento. La principal

función del juego de poleas es proporcionar una ventaja mecánica que permita

manejar fácilmente grandes cargas.

Sea:

VMT = W/Fv (9)

Donde:

VMT : ventaja mecánica teórica = W/Fv.

W : peso que cuelga del gancho, lbf (N).

Fv : tensión en la línea viva, lbf (N).


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Si no hay fricción, W = nFv, donde n es el número de líneas que pasan por el

bloque viajero (el uso de 6, 8, 10 ó 12 líneas es común dependiendo de la carga):

VMT = n (10) Por otro lado se tiene:

P F V

P WV

E P P

i v v

h h

h i/

Donde:

Pi : potencia de entrada al juego de poleas, hp (watt).

Ph : potencia de salida o potencia del gancho, hp (watt).

E : eficiencia del juego de poleas.

Vv, Vh : Velocidad de la línea viva y del gancho respectivamente, pie/min (m/s).

Figura 19. Diagramas de cargas del bloque viajero y el bloque corona


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Teniendo en cuenta que Vv= nVh y despreciando la fricción, se puede mostrar que

E=100%. Sin embargo, la fricción entre el cable y las poleas existe y debe tenerse

en cuenta. Valores aproximados de la eficiencia del juego de poleas se muestran

en la tabla 3. En general, se puede usar una disminución en la eficiencia del 2%

por cada línea.

Tabla 3. Eficiencia promedio del juego de poleas (1).

n E

6 0,874

8 0,841

10 0,810

12 0,770

14 0,740

Considerando la fricción, tenemos que W es diferente de nFv y por tanto:

EP

P

W V n

F V

W

F n

h

i

v

v v v

F W

Env

(11)

Ahora si Pi es la potencia de entrega del malacate:

E

WVCVFP hvvi (12)

C: constante de conversión de unidades = 3,03*10-5 (1,0)

Con la ecuación 12 se puede calcular la tensión de la línea viva, lo que me sirve

para seleccionar el cable de perforación.


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Otro factor que se debe tener en cuenta es la distribución de cargas sobre la torre.

Debido al arreglo del juego de poleas, las cargas impuestas a la torre son

diferentes a las cargas que soporta el gancho.

La carga impuesta a la torre (Fd) es:

Fm: tensión de la línea muerta, lbf (N).

La fricción con las poleas restringe el movimiento de la línea viva,

incrementándose la carga sobre la torre desde W/n en la primera polea (línea

muerta) hasta W/En en la última (línea viva). Esto es, Fv = W/En y Fm = W/n, de

donde:

WEn

EnE1

n

W

En

WWFd (13)

La carga impuesta a la torre no se distribuye por igual en todas las patas de ésta.

Generalmente el malacate se localiza en un lado del piso de la torre y la tensión

de la línea viva se distribuye solamente en dos de sus patas mientras que el efecto

de la tensión de la línea muerta solo se siente en la pata a la cual está amarrada.

Para este arreglo las cargas se distribuyen como se muestra en la tabla 4 y en la

figura 14, donde el malacate se ubica entre las patas 1 y 2, y la línea muerta se

amarra a la pata 4.


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Tabla 4. Distribución de cargas en las patas de la torre.

Carga total Carga A Carga B Carga C Carga D

Gancho W W/4 W/4 W/4 W/4

Línea viva W/En -- -- W/2En W/2En

Línea muerta W/n W/n -- -- --

Total Fd W(n+4)/4n W/4 W(En+2)/4En W(En+2)/4En

Figura 20. Distribución de las cargas en la subestructura

Otro cálculo importante es el de la eficiencia de la torre (Ed) a partir de la

capacidad de carga segura API (Ecuación 4):

4nE

11nE

W

FE

t

d

d (14)

2.3.3 Sistema circulatorio de lodo. La principal función del sistema circulatorio

del fluido de perforación es la remoción de los cortes de roca del hueco a medida

que la perforación progresa. El fluido de perforación más común es una


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suspensión de arcilla y otros materiales en agua, y se denomina lodo de

perforación.

Figura 21. Sistema circulatorio del fluido de perforación


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El fluido de perforación sigue el siguiente recorrido (Figura 20):

De los tanques de succión a las bombas de lodo.

De las bombas sale a alta presión, y pasa por las conexiones en superficie

hasta la sarta de perforación.

Por el interior de la sarta hasta la broca.

A través de las boquillas de la broca, y de éstas por el espacio anular entre elhueco y la sarta de perforación, saliendo a superficie.

A través del equipo para remover contaminantes, hasta el tanque de succión.

2.3.3.1 Bombas de lodo ("Mud Pumps"). Son accesorios que impulsan el fluido

de perforación a presión y volúmenes deseados. Con excepción de algunos tipos

experimentales, se usan las bombas reciprocantes tipo pistón de desplazamiento

positivo. Las ventajas de estas bombas son:

Habilidad para manejar fluidos con alto contenido de sólidos, muchos de loscuales son abrasivos.

Facilidad de operación y mantenimiento.

Amplio rango de volúmenes y presiones, usando diferentes camisas ypistones.

Habilidad para bombear partículas sólidas.

Son muy seguras.

En general, son de dos cilindros y dos pistones ("duplex") o de tres cilindros y tres

pistones (triplex). En las bombas "dúplex", mientras los pistones se mueven hacia

adelante descargan fluido y lo succionan por detrás, al regresar sucede lo

contrario; por esta razón se dice que son de "doble acción". En las bombas triplex,

los tres pistones únicamente descargan fluido en el camino de ida, y lo succionan

al regresar, por ello se denominan de "acción sencilla". Las bombas triplex son

más livianas y compactas, por lo que son relativamente más usadas.


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Para los dos tipos de bomba, la velocidad a la que se mueven los pistones

determina la cantidad de fluido que puede manejar. Esta velocidad se mide en

emboladas o "strokes" por minuto, donde una embolada corresponde a una ida y

vuelta del pistón. Los "SPM" ("strokes" por minuto) que pueda desarrollar la

bomba dependen de la potencia de los motores y del sistema de transmisión.

Generalmente se instalan dos bombas son instaladas en el equipo. Para la

mayoría de los huecos de superficie ambas bombas son usadas en paralelo para

poder alcanzar los grandes volúmenes de bombeo requeridos. En la parte más

profundas del pozo solamente se necesita una bomba y la primera se mantiene en

“stand-bye”, para ser usada cuando la otra requiere de mantenimiento. Lasbombas reciben la potencia de los motores del malacate por transmisión con

cadenas o correas (bandas), o tienen acoplado su propio motor. Se especifican

por: marca, modelo, tipo, máxima presión y máximo caudal entregado con cada

tamaño de camisa (diámetro interno del cilindro), máximo tamaño de camisa y

recorrido (longitud) del pistón. Ejemplo (14):

Marca: Continental Emsco Tipo: Dúplex 7-1/2"x18"x3 1/2".

Modelo: DC-1650 SPM)Máx: 70

Pot. Entrada: 1925 hp. Pot. Salida: 1636 hp.

Diámetro camisa (Pulg.) Caudal máx.(gal/min) Presión máx. (lpc)

7 ½ 859 3.262

7 ¼ 798 3.520

7 734 3.817

6 ¾ 676 4.146

6 ½ 619 4.530

6 ¼ 565 4.960

6 512 5.469


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50

La eficiencia de una bomba será el producto de la eficiencia mecánica y la

volumétrica. La eficiencia mecánica puede ser del 90%, mientras la volumétrica

puede acercarse mucho a 100%. Generalmente son más eficientes las bombas

"triplex".

Figura 22. Bomba de lodo “triplex”

Para determinar el caudal o volumen de fluido por unidad de tiempo que puede

manejar una bomba, es necesario conocer: la longitud del pistón (S), el diámetrode la camisa (D), el diámetro de la varilla del pistón (d), el número de emboladas

por minuto (N) y la eficiencia volumétrica (Ev). Si la bomba es de doble acción,

cuando el pistón viaja de un extremo a otro y regresa, desplaza un volumen

equivalente a:

4

2D S +

42 2

D d S

Así, el volumen total desplazado en un ciclo ("stroke") de la bomba, será:

4 2 2 2D d S


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Si además, la bomba es dúplex (dos pistones), el volumen que desplaza en N

emboladas, para una eficiencia volumétrica EV es:

V

22

NEd2DS4

2π

Q

NF NEd2DCSQ bV22 (15)

Donde:

Q: caudal o galonaje de la bomba, gal/min (m3/s).

S: recorrido del pistón, pulg (m).

D: diámetro de la camisa, pulg (m).

d: diámetro de la varilla del pistón, pulg (m).

N: número de strokes, st/min (st/s).

Ev: eficiencia volumétrica, fracción.

Fb: factor de la bomba, gal/st (m3/st).

C: constante de conversión de unidades = 0,0068 (1,5708).

Si la bomba es triplex de acción sencilla, se puede mostrar que:

Q SD NEV

3

42

Q CSD NE F NV b2 (16)

Donde:

C: constante de conversión de unidades = 0,0102 (2,3562).

También se puede conocer la potencia hidráulica desarrollada por la bomba:

(17)

Donde:


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52

HP: potencia de la bomba, hp (watts)

P=Ps-Pd: presión ganada en la bomba, lpc (Pa)

Pd: presión de descarga, lpc (Pa)

Ps: presión de succión, lpc (Pa)

C: constante de conversión de unidades = 1.714 (1,0)

Si la presión de succión de la bomba es esencialmente la presión atmosférica, la

caída de presión a través de ella es prácticamente la presión de descarga.

Para una potencia hidráulica dada, la presión máxima de descarga y la rata de

flujo se pueden cambiar variando el número de “strokes” o el diámetro de la

camisa. Una camisa pequeña desarrolla altas presiones pero bajos volúmenes de

flujo. Circulando caudales pequeños, se reduce la potencia necesaria y como es

obvio, el combustible. Debido a problemas de mantenimiento del equipo,

presiones cercanas a 3.000 psig, pocas veces se desarrollan. Al Perforar con altas

presiones y altos caudales se requiere mayor potencia, aumentando con ello el

desgaste de la parte hidráulica de la bomba y por lo tanto los costos. El operador

generalmente establece la presión máxima de trabajo que, en su concepto, le

permitirá una operación económica.

2.3.3.2 Conductos en superficie. El lodo sale de las bombas y debe llevarse

hasta el interior de la sarta de perforación. Los conductos que comunican estas

partes son:

Tubería de pared gruesa que comunica la bomba con el "manifold" colocado enel piso del equipo. A la salida de la bomba se coloca una cámara que contiene

aire, separada del fluido de perforación por un diafragma. Esta cámara se

coloca en la tubería de descarga para evitar las cargas de impacto sobre ésta,

resultado del flujo pulsante del fluido de perforación. La línea de descarga

contiene también una válvula de alivio de presión para prevenir la ruptura de la


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53

línea, en caso de que se accione la bomba estando las válvulas cerradas, o de

algún taponamiento.

El "manifold" que consiste de un juego de válvulas que me permiten llevar el

fluido de perforación desde y hasta donde se desee.

El "stand pipe" y la manguera rotaria ("rotary hose") permiten una conexión

flexible con la sarta, para lograr un movimiento vertical libre de ésta. La

manguera rotaria es un elemento tubular de caucho (varias lonas) con alma de

acero (varias mallas), flexible y de alta resistencia a la presión interna. Permite

el paso del lodo del "stand pipe" a la "swivel", a la cual se conecta en el cuello

de ganso. Se acopla con uniones de golpe y su longitud varía entre 40 y 50pies. El "stand pipe" se une a las tuberías de superficie con una manguera

flexible, la cual además de permitir una fácil conexión con el "stand pipe" ayuda

a absorber el flujo pulsante del fluido de perforación.

La línea de retorno (“Flow line”) comunica el anular del pozo con los tanques de

lodo. A través de ella retorna a superficie el fluido de perforación procedente del

pozo.

2.3.3.3 Tanques de Lodo ("Mud tanks").

Son depósitos metálicos donde se almacena el fluido de perforación. Son tanques

rectangulares abiertos por encima y divididos en compartimientos con

capacidades entre 100 y 500 bls.

Tanque de descarga. Es el tanque donde primero cae el fluido procedente del

pozo en su ciclo circulante, a través del "flow line". En él se instala el equipo de

control de sólidos.

Rumba ("shale shaker"): saca los cortes de mayor tamaño, al pasar el lodo

por una malla vibratoria. Puede ser sencilla, doble o triple.


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54

Figura 23. Shale shaker

Desarenador ("Desander"): elimina partículas de arena por efecto de la fuerza

centrífuga al pasar el lodo a presión por unos conos o hidrociclones (2 ó 4

conos).

Desarcillador ("Desilter"): elimina las partículas sólidas de tamaño limo al

pasar el lodo a presión por hidrociclones de menor tamaño (generalmente 12

conos).

Desgasificador ("Degasser"): es un separador de gas que desgasifica el lodo

por acción del impacto o vacío.

Figura 24. Desilter & Mud Cleaner


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55

Tanque de sedimentación y reserva. En éste se termina de purificar el fluido

de perforación. Lleva instalado, por lo general, un limpiador de lodo ("mud

cleaner") cuya función es eliminar partículas de tamaño micrón. Semejante al

Desarcillador pero con una malla más fina.

Tanques de succión. Es el tanque donde se acondiciona químicamente el

lodo. Posee un compartimiento (compartimiento de la píldora) donde se

preparan baches para perforaciones especiales. Tiene instaladas las tolvas de

mezcla ("mud hopper").

Piscina de lodo. Es un tanque de reserva construido en tierra. Almacena

fluido de perforación contaminado y cortes de perforación. También se usapara almacenar fluidos de formación producidos durante la perforación. Por

consideraciones ambientales, la piscina se aísla con un plástico especial o con

una lechada de cemento, para prevenir la contaminación de aguas

subterráneas

Figura 25. Piscinas de desecho


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56

2.3.4 Sistema rotatorio. Este sistema incluye todo el equipo usado para

imprimirle rotación a la broca. Las principales partes de este sistema son: la

“swivel”, la “kelly”, la transmisión de rotación a la mesa, la mesa rotaria, y la sarta

de perforación (Figura 26).

Figura 26. Sistema rotatorio

2.3.4.1 .La “Swivel”. Elemento clave. Contiene una unión giratoria que soporta

el peso de la sarta y permite el paso del fluido de perforación al interior de la


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misma, al tiempo que le posibilita girar, sin que el juego de poleas rote. Se cuelga

del gancho mediante un accesorio en “U” y recibe el lodo procedente de la bomba

a través de la manguera rotaria, conectada en el cuello de ganso. La swivel se

especifica según su capacidad de carga.

2.3.4.2 La “kelly”. Primer tubo que se conecta por debajo de la “swivel”.

Transmite la rotación a la sarta por su configuración externa de caras planas

(barra cuadrada o hexagonal) y permite el paso del fluido de perforación de la

swivel a la sarta de perforación. La mesa rotaria le transmite el torque a la “kelly”

a través del”kelly bushing” o adaptador, el cual se conecta a la mesa rotaria en la

caja de la mesa o “master bushing”. La rosca de la “kelly” es derecha en la parte

baja e izquierda en la parte superior para permitir la normal rotación de la sarta deperforación. Un substituto (“kelly saver sub”) es usado entre la “kelly” y la sarta

para proteger la rosca inferior del desgaste. Se especifica por: Tipo, longitud y

distancia entre caras opuestas.

2.3.4.3 Mesa rotaria (“Rotary table”). Transmite la rotación a la “kelly”. La

abertura de la mesa rotaria donde se conecta el”master bushing”, debe ser de un

tamaño tal que permita el paso de la mayor broca que se va a correr en el pozo.

Además, la parte interna del “master bushing” tiene f orma cónica para aceptar

cuñas, las cuales agarran la sarta de perforación para prevenir que la tubería se

vaya al hueco en el momento de adicionar o retirar un tubo de la sarta. La mesa

lleva una grapa (“perro”) para asegurarla al soltar un tubo con las llaves, sin él la

mesa girará con la llave por la libertad de rotación que ésta ofrece. La potencia

puede transmitirse a la mesa directamente o sacarse del malacate por transmisión

con cadenas y ejes. Entre la mesa rotaria y la transmisión se coloca a su vez una

transmisión hidráulica, para prevenir cargas de impacto y torques excesivos. Un

torque excesivo puede traer como consecuencia una falla por torsión, con el

consecuente rompimiento superficial de la sarta de perforación. La mesa rotaria

se identifica por el máximo tamaño de broca que puede pasar a través de ella y

por sus dimensiones.


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Figura 27. Mesa rotaria

2.3.4.4 La sarta de perforación (”Drill String”)”.

Tubería de perforación (”Drill pipe”). La mayor parte de la sarta está

compuesta de tubería de perforación. Son elementos tubulares de alta

resistencia a los esfuerzos, torneados en caliente y sin costura. El API clasifica

los tubos de perforación de acuerdo a su diámetro externo, peso nominal, grado

de acero, y rango o longitud.

Los diámetros externos más comunes son 2-7/8, 3-1/2, 4-1/2, 5, 5-1/2 pulgadas.

De éstos los más usados son 3-1/2 y 4-1/2, rango 2 (entre 27 y 32 pies de

largo). Dado que cada tubo tiene una longitud propia, cada uno debe ser

medido y registrado para conocer la profundidad total real. En cuanto al grado

de acero, las tuberías se fabrican de composición variada para proporcionarles

diversas categorías de resistencia al material. Los grados de acero más

comunes son N80, C75, D, E, X95, G105, S135 Y V150. Las dimensiones ypropiedades de algunos tipos de éstas tuberías se encuentran en las tablas 5 y

6. Los tubos también se pueden clasificar, de acuerdo a su desgaste, en tubería

nueva y tipo Premium. Estos últimos son clase 1 (de 0 a 20 % de desgaste),

clase 2 (de 20 a 30 % de desgaste) y clase 3 (mas de 30 % de desgaste).


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Para armar la sarta de perforación, los tubos se unen unos a otros en los”tool

joint” o uniones. Cada tubo tiene una unión en cada extremo; la primera termina

en caja y la segunda en pin. La unión va soldada integralmente al cuerpo del

tubo (”Integral Joint”) y tiene un diámetro externo mayor. Las uniones también

se especifican por su tipo de rosca. La configuración de éstas es variada por

cambios en el buzamiento o conicidad de la rosca, por cambios en la geometría

de los hilos (crestas, valles, hilos planos, etc.) y por variación en el número de

hilos por pulgada y en la longitud de la rosca. Ejemplos: API regular, FH (”Full

Hole”), XH (” Extra Hole”), SH (”Slim Hole”), IF (“Internal Flush”). Generalmente,

los tubos son de rosca redonda. La rosca en”V” fue usada, pero presenta fallas

frecuentes debido a la concentración de esfuerzos en su base. Algunas veces

la cara externa de la unión se recubre con carburo de tungsteno para reducir eldesgaste por la fricción del tubo con las paredes del hueco cuando está

rotando.

Ensamblaje de fondo o “BHA” (“Bottom Hole Assembly”). Termina de

completar la sarta de perforación y está conformada por los collares de

perforación, los acoples y los estabilizadores, entre otros elementos.

Collares de perforación (”Drill collar ”). También se denominan lastra

barrenas. Son tubos pesados de pared gruesa que se conectan por encima de

la broca con el propósito de proporcionar el peso requerido para el avance del

hueco. La tubería de perforación debe mantenerse siempre en tensión, por lo

que el peso sobre la broca debe proceder únicamente de los collares (trabajan

en compresión). Las roscas de los collares son hechas con torno en el cuerpo

del tubo. La superficie externa de éstos puede ser lisa o acanalada. También

se especifican por su diámetro externo, peso, grado de acero y longitud, (tabla

7).


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Figura 28. Sarta de perforación


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61

Tabla 5. Resistencia a los esfuerzos de tubos de perforación API (1).

DIMENSIONES RESISTENCIA AL

COLAPSO *

(lpc)

RESISTENCIA AL

ESTALLIDO*

(lpc)

RESISTENCIA A

LA TENSIÓN*

(1000 lbf)

Diámetro

Externo

(pulg)

Peso

Nominal

(lbf/pie)

D E G

**

D E G D E G

2-3/8 4,85 6850** 11040 13250 7110 10500 14700 70 98 137

2-3/8 6,65 11440 15600 18720 11350 15470 21660 101 138 194

2-7/8 6,85 10470 12560 9910 13870 136 190

2-7/8 10,40 12110 16510 19810 12120 16530 23140 157 214 300

3-1/2 9,50 10040 12110 9520 13340 194 2723-1/2 13,30 10350 14110 16940 10120 13800 19320 199 272 380

3-1/2 15,50 12300 16770 20130 12350 16840 23570 237 323 452

4 11,85 8410 10310 8600 12040 231 323

4 14,00 8330 11350 14630 7940 10830 15160 209 285 400

4-1/2 13,75 7200 8920 7900 11070 270 378

4-1/2 16,60 7620 10390 12470 7210 9830 13760 242 331 463

4-1/2 20,00 9510 12960 15560 9200 12540 17560 302 412 577

5 16,25 6970 8640 7770 10880 328 459

5 19,50 7390 10000 12090 6970 9500 13300 290 396 554

5-1/2 21,90 6610 84440 10350 6320 8610 12060 321 437 612

5-1/2 24,70 7670 10460 12560 7260 9900 13860 365 497 696

5-9/16 19,00 ** 4580 5640 5090 6950 267 365

5-9/16 22,20 ** 5480 6740 6090 8300 317 432

5-9/16 25,25 ** 6730 8290 7180 9790 369 503

6-5/8 22,20 ** 3260 4020 4160 5530 307 418

6-5/8 25,20 ** 4010 4810 6160 4790 6540 9150 359 489 685

6-5/8 31,90 ** 5020 6170 6275 8540 463 631

* Estos valores no consideran factores de seguridad.

** Tubería no API.


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Tabla 6. Dimensiones de los principales tubos de perforación, API (3).

Diámetro

Externo

(pulg)

Peso

Nominal

(lbf/pie)

Diámetro

Interno

(pulg)

Diámetro útil para

desplazamiento de

herramientas

(pulg)

2-3/8 4,85 1,995 1,437

2-3/8 6,65 1,815 1,125

2-7/8 6,85 2,441 1,875

2-7/8 10,40 2,151 1,1873-1/2 9,50 2,992 2,250

3-1/2 13,30 2,764 1,875

3-1/2 15,50 2,602 1,750

4 11,85 3,476 2,937

4 14,00 3,340 2,375

4-1/2 13,75 3,958 3,156

4-1/2 16,60 3,826 2,812

4-1/2 20,00 3,640 2,812

5 16,25 4,408 3,750

5 19,50 4,276 3,687

5-1/2 21,90 4,778 3,812

5-1/2 24,70 4,670 3,500

5-9/16 19,00 4,975 4,125

5-9/16 22,20 4,859 3,812

5-9/16 25,25 4,733 3,500

6-5/8 22,20 6,065 5,187

6-5/8 25,20 5,965 5,000

6-5/8 31,90 5,761 4,625


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Tabla 7. Peso en lbf/pie de diversos tipos de collares de perforación (3).

DiámetroExterno(pulg)

Diámetro Interno (pulg)1 1-1/4 1-1/2 1-3/4 2 2-1/4 2-1/2 3 3-1/4 3-1/2 3-3/4 4

2-7/8 19 18 163 21 20 18

3-1/8 23 22 203-1/4 26 24 223-1/2 30 29 273-3/4 35 33 32

4 40 39 37 35 32 29

4-1/8 43 41 39 37 35 324-1/4 46 44 42 40 38 354-1/2 51 50 48 46 43 414-3/4 54 52 50 47 44

5 61 59 56 53 50

5-1/4 68 65 63 60 575-1/2 75 73 70 67 64

5-3/4 82 80 78 75 72 64 606 90 88 85 83 79 72 68

6-1/4 98 96 94 91 88 80 76 72

6-1/2 107 105 102 99 96 89 85 806-3/4 116 114 11 108 105 98 93 89

7 125 123 120 117 114 107 103 98 93 847-1/4 134 132 130 127 124 116 112 108 103 937-1/2 144 142 139 137 133 126 122 117 113 102

7-3/4 154 152 150 147 144 136 132 128 123 1128 165 163 160 157 154 147 143 138 133 122

8-1/4 176 174 171 168 165 158 154 149 144 1338-1/2 187 185 182 179 176 169 165 160 155 150

9 210 208 206 203 200 192 188 184 179 174

9-1/2 234 232 230 227 224 216 212 209 206 1989-3/4 248 245 243 240 237 229 225 221 216 211

10 261 259 257 254 251 243 239 235 230 225

11 317 315 313 310 307 299 295 291 286 28112 379 377 374 371 368 361 357 352 347 342


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Acoples o sustitutos. Me permiten unir dos roscas diferentes en cuanto a tipo

o diámetros. Pueden ser: caja-pin, caja-caja y pin-pin. Se conocen también

como “crossover”. Uno de los sustitutos más comunes es el “bit-sub” el cual

une la broca con los collares; es un acople caja-caja.

Tubería de perforación pesada (“Heavy weight drill pipe”). Son tubos de

perforación de pared gruesa (menor diámetro interno que los normales).

Poseen abultamientos externos en el cuerpo del tubo y sus uniones son mas

largas. Pueden trabajar en compresión o en tensión y se colocan entre la

tubería de perforación y los collares, para suavizar el cambio de rigidez y de

diámetro externo en la sarta.

Figura 29. Tubería de perforación pesada

Estabilizadores (“Stabilizer sub”). Ayudan a mantener el hueco recto y

permiten que el BHA baje centrado. Son unos tubos cortos con aletas que le

dan un diámetro mayor. Se aconseja usar tres o más estabilizadores,


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distribuidos en la sarta. Generalmente se colocan cerca de la broca o en los

collares.

Figura 30. Estabilizadores

Herramientas para el manejo de tubería.

Llaves manuales (”Manual Tongs”). Son llaves de potencia operadas

manualmente y utilizadas para apretar y aflojar conexiones de la sarta. Van

colgadas de cables a la torre y provistas de un contrapeso para su fácil manejo.

Poseen quijadas reemplazables. Se comunican con los cabeza de gato con

cadenas. Para apretar se usa el cabeza de gato derecho y para aflojar el

izquierdo.

Llaves de Potencia (”Power Tongs”). También se usan para apretar y aflojar

conexiones de la sarta. Son llaves operadas hidráulica o neumáticamente.


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Figura 31. Llaves manuales y de potencia para tubería de perforación

Cuñas. Accesorios que encajan en la mesa rotaria y cuya función es soportar

la sarta por contacto radial de superficies dentadas. Pueden ser manuales,

neumáticas o hidráulicas.

Figura 32. Cuñas para tubería de perforación

Grapas de Seguridad. Son cuñas que se ajustan a los collares con tornillos,

para evitar que éstos se resbalen de las cuñas de la rotaria.

Martillos. Se colocan arriba de los collares para ser usados en caso de que lasarta se pegue. Pueden ser mecánicos o hidráulicos.

Otras herramientas: Llaves de cadena, llaves de tubo, absorvedores de

vibraciones y rimadores (“roller reamer”).


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2.3.4.5 Manejo de tubería. Los tubos deben ser manejados con cuidado para

evitar que fallen durante la perforación y asegurar una mayor vida útil. A

continuación se dan algunas recomendaciones generales para el manejo de los

tubos que conforman la sarta:

Se deben colocar protectores a las roscas.

No golpear, ni dejar caer la tubería de grandes alturas.

Siempre, almacenar los tubos sobre burros correctamente espaciados.

Lavar y engrasar las roscas antes y después de cada conexión.

Conectar los tubos apretando con el torque adecuado. No se debe exceder la

resistencia a la torsión que recomienda el fabricante.

Instalar las llaves en las uniones.

Revisar periódicamente la tubería.

Calibrar el diámetro en el centro y en los extremos.

Revisar que las roscas no tenga talladuras ni golpes. Si los posee, es

necesario rectificar la rosca haciendo una nueva sobre el metal del cuerpo del

tubo.

Revisar que la rosca no esté fisurada. Se observan principalmente los valles,

que son más propensos a las fisuras haciendo pasar un campo

electromagnético que imante bien (la caja y el pin). Previamente la rosca se ha

limpiado con ACPM. Se agrega limadura de metal fina, la cual es atraída por el

metal imantado. Se sopla y se observan los posibles grumos de limadura que

quedan principalmente en las fisuras.


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Revisar el borde de la rosca. Este debe estar pulido y perpendicular a la línea

de centro de las roscas. Para corregir esta falla se usan discos esmeriladores

que pulen de nuevo la cara.

Aplicar inhibidores de corrosión.

2.3.4.6 Cálculos y Diseños.

2.3.4.6.1 Capacidad de un tubo. El término se refiere al volumen que hay al

interior del tubo, por unidad de longitud. Se calcula como:

2IDCVi (18)

Vi: capacidad interna del tubo, pie3/pie (m3/m)

ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m).

C: constante que depende de las unidades usadas = 0,00545 (0,7854)

2.3.4.6.2 Capacidad anular. Se refiere al volumen que se encierra en el anular

hueco-tubería, por unidad de longitud. Se aplica también al anular que se forma

entre dos tubos concéntricos (por ejemplo el anular revestimiento-tubo de

perforación). Se calcula como:

2

1

2

2 DDCVa * (19)

Va: capacidad anular, pie3/pie (m3/m).

D2

: Diámetro mayor del anular, pulg. (m).

D1 : Diámetro menor del anular, pulg. (m).



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2.3.4.6.3 Desplazamiento. Es el volumen sólido del tubo, por unidad de longitud.

Para calcularlo se tiene:

22 IDODCVD * (20)

VD : Capacidad anular, pie3/pie (m3/m).

OD: diámetro externo del tubo, pulg. (m).

ID: diámetro interno del tubo, pulg. (m).


En la ecuación 19, no se tiene en cuenta el efecto del mayor espesor de las

uniones. Cuando se requiere un dato más exacto se debe recurrir a tablas

elaboradas por las compañías fabricantes de tubería (tabla 8).


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Tabla 8. Desplazamiento promedio de tubería de perforación-Rango 2 (1).

Diámetro

Externo

(pulg)

Peso

Nominal

(lbf/pie)

Tipo de

unión

Peso real

en el aire

(lbm/pie)

Desplazamiento

pie/bbl bbl/pie

2-3/8 6.65 IF 6.90 398.42 0.00251

2-7/8 10.40 IF 10.90 251.9 0.00397

SH 10.40 263.0 0.00379

3-1/2 13.30 FH 13.90 197.6 0.00506

SH 13.40 204.9 0.00480

IF 13.80 199.2 0.00502

15.50 IF 16.02 171.5 0.00583

4 14.00 FH 15.10 181.8 0.00550

IF 15.10 176.1 0.00568

4-1/2 16.60 FH 17.80 154.3 0.00648

XH 18.00 152.7 0.00655

SH 17.00 161.6 0.00619IF 17.70 155.3 0.00644

20.00 XH 21.40 128.5 0.00778

FH 21.30 129.0 0.00775

SH 20.50 134.0 0.00746

IF 21.20 129.5 0.00772

22.82 XH 24.10 114.0 0.00877

32.94 XH 36.28 75.7 0.001325 19.50 XH 20.60 133.3 0.00750

25.60 XH 26.18 107.4 0.00932

42.00 XH 45.20 60.8 0.01650


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2.3.4.6.4 Diseño de la sarta de perforación. Las sartas de perforación se deben

diseñar de forma que permitan:

Dar peso a la broca.

Reducir al mínimo las vibraciones de la sarta.

Optimizar el rendimiento de la broca.

Perforar un hueco de diámetro constante (pleno calibre) y con mínima

desviación.

De acuerdo a los esfuerzos y presiones que se generan en el pozo, se

selecciona la tubería que se debe usar para que se cumplan los objetivos

planteados, sin que la tubería falle. El API (3) recomienda la siguiente

secuencia de cálculos que se deben realizar.

Número de collares a utilizar: depende del peso que se le debe colocar a la

broca para que se perfore en forma óptima. Este, es recomendado por los

fabricantes de brocas y depende del tipo de éstas que se utilice. En el capítulo

3 se desarrollará mejor este aspecto. El peso que se le coloque a la brocadebe provenir de los collares (pueden trabajar en compresión) teniendo en

cuenta el efecto del empuje del fluido de perforación que hay en el hueco. Este

empuje se considera al multiplicar el peso del tubo en el aire por el factor de

boyanza (ecuación 7). Así:

Sdca

B

F*)B(cosLC

W NC (21)

Donde:

NC : número de collares necesarios.

WB : Peso necesario sobre la broca.

Ca : peso de los collares en el aire, lbf/pie (N/m).


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Ldc : longitud de cada collar, pie (m).

B : factor de boyanza (ecuación 7).

Fs : facto de seguridad (se recomienda tomarlo igual a 0,85).

: ángulo del hueco con respecto a la vertical.

Si se debe recurrir a varios tipos de collares, el peso total sobre la broca se

debe distribuir entre ellos. En caso de no disponer del número de collares

suficiente para proveer el peso necesario, lo que haga falta se ajusta

adicionando a la sarta tubería de perforación pesada (“heavy weight”):

BLC

B NCLCF

W

NHWHWHW

ddcaS

B

(22)

Donde:

NHW : número de tubos de perforación pesados necesarios.

NCd : número de collares disponibles.

CHW : peso de los tubos de perforación pesados en el aire, lbf/pie (N/m).

LHW : longitud de cada tubo de perforación pesado, pie (m).

En caso de disponer de los collares necesarios se acostumbra colocar de todas

formas algunos tubos de perforación pesados, por encima de los collares, para

suavizar el cambio de rigidez y de diámetro externo en la sarta.

Selección de la tubería de perforación: una vez calculado el número de

collares se procede a diseñar el resto de la sarta, esto es a seleccionar el

número y tipo de tubos de perforación que se van a utilizar. Para ello se debe

conocer la resistencia de los tubos a los esfuerzos que actúan en el hueco.

Estos valores se pueden conocer mediante tablas (sección 2.3.4.4), aunque

también existe la posibilidad de calcularlos mediante ecuaciones que se pueden

deducir analíticamente (4).


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Al diseñar la sarta de perforación se busca seleccionar el tipo de tubería de

perforación (grado de acero) que resista todos los esfuerzos que se generan en

el pozo y que haga el diseño lo más económico posible. Para ello se combinan

varios grados de acero de forma que se utilicen los tubos más resistentes en

aquellos puntos donde los esfuerzos son más críticos, y los tubos más

económicos donde no se presentan mayores problemas. Lo anterior hace que

a través de la sarta se tengan varias secciones de tubería, cada una de longitud

diferente dependiendo de su resistencia a los esfuerzos presentes.

Los esfuerzos que soporta la tubería son:

Presión interna: el punto crítico, para una sección dada, se encuentra en su

extremo superior. Esta presión la genera el fluido de perforación que hay en el

interior de la sarta. Se calcula con la siguiente ecuación:

Sdsshdi F*)ΔPΔPPP(P (23)

Donde:

Pi : presión interna ejercida sobre el extremo superior de la seccióndiseñada, lpc (Pa).

Pd: presión de descarga de la bomba, lpc (Pa).

Ph: presión hidrostática, del fluido de perforación, ejercida sobre el extremo

superior de la sección diseñada, lpc (Pa).

Ps: Pérdidas de presión del fluido de perforación a través del equipo de

superficie, lpc (Pa).

Pds : Pérdidas de presión que sufre el fluido de perforación a través del interiorde la sarta hasta llegar al extremo superior de la sección diseñada, lpc

(Pa).

FS: factor de seguridad (se recomienda tomar 1,1).


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El valor calculado con la ecuación 23, debe ser menor que la resistencia al

estallido (presión interna) dada en la tabla 5.

Presión de colapso: se debe a la columna de fluido que hay en el anular hueco-

sarta de perforación. Para una sección dada, el punto mas crítico se encuentra

en

Perforación Rotatoria Fundamentos y Diseños

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