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INSTITUTO TECNOLOGICO DE LA CHONTALPA

MATERIA:EQUIP. Y HMTAS. AUX

DOCENTE:

SITEMAS DE CIRCULACION Y SISTEMAS DE

PREVENCION DE REVENTONES

ALUMNOS:

SEMESTRE: 9No GRUPO: “A”

Contenido

INTRODUCCIÓN1

SITEMAS DE CIRCULACION2

SISTEMAS DE PREVENCION DE REVENTONES3

PREGUNTAS4

INTRODUCCIÓN

La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación. El sistema está compuesto por equipo superficial y sub-superficial como se muestra en la siguiente figura:

CIRCUITO_LODO.PPT A. del Alto

1.- Limpiar el fondo del agujero

2.- Enfriar la barrena

3.- Sacar los recortes del agujero

4.- Soportar las paredes del agujero para que no se derrumben

5.- Evitar que fluidos de las formaciones entren al agujero

PROPOSITOS FUNDAMENTALES DEL FLUIDO

DE PERFORACION

EL SISTEMA DE CIRCULACION DEL LODO

Una de las características esenciales de un sistema de perforación rotatorio es el sistema de circulación, también conocido como el sistema de lodo.

Para que un sistema de perforación rotatorio pueda funcionar, es indispensable circular fluido a través de la sarta de perforación y por el espacio anular entre la sarta de perforación y la pared del agujero o la tubería de revestimiento. La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación.

SISTEMAS DE PREVENCION DE REVENTONES:

El Sistema para control del Pozo tiene 3 funciones:

1. Cerrar el pozo en caso de un Influjo imprevisto

2. Colocar suficiente contra-presión sobre la formación

3. Recuperar el Control Primario del Pozo.

EL EQUIPO SUPERFICIAL ESTÁ COMPUESTO POR:

Las bombas Las presas de lodo (descarga, de asentamiento y la de succión) El stand Pipe, swivel y flecha El equipo de control de sólidos El desgasificador Temblorina

El equipo sub-superficial

está compuesto por: Tubería de perforación Los preventores Lastrabarrenas Barrena El pozo mismo

CIRCUITO_LODO.PPT A. del AltoEsquema generalizado del ciclo de lodo en un pozo

POLEA VIAJERA

“SWIVEL”

FLECHA O “KELLY”

MESA ROTARIA

LINEA DE FLUJO“TEMBLORINA”

PRESAS DE LODO

BOMBA DE LODO

MANGUERA DE LA FLECHA

TUBO REGULADOR

BARRENA

TUBERIA DE PERFORACION

ESPACIO ANULAR

Presas de lodo

En la actualidad las presas de lodo son recipientes metálicos utilizados para el almacenamiento ytratamiento del lodo de perforación. Generalmente se utilizan tres presas conectadas entre sí, con lacapacidad suficiente para almacenar cuando menos 1.5 veces el volumen total del pozo.

Presa 1.- Es conocida como presa de descarga ya que en ella es donde descarga el pozo, es aquí donde se instala la temblorina para eliminar los recortes de mayor tamaño (40 micras).

Presa 2.- Es conocida como presa de asentamiento, es aquí donde se le da tratamiento al lodo y se instala el equipo de control de sólidos para eliminar los sólidos de menor tamaño.

Presa 3.- Es conocida como presa de succión porque de aquí la bomba de lodos succiona el lodo para enviarlo al pozo.

Las bombas.

El componente más importante en el sistema de circulación es labomba de lodos y la potencia hidráulica suministrada por ésta, ya que de esto dependeráel gasto y la presión requeridas para una buena limpieza del pozo.En la industria petrolera se utilizan dos tipos de bombas:

Bomba duplex.- Estas bombas se caracterizan por estar constituidas de dos pistones y manejar altos gastos pero baja presión de descarga. Son de doble acción, o sea que bombean el fluido en los dos sentidos. En la actualidad estas bombas se utilizan en los equipos que reparan pozos ó en perforación somera. La presión máxima recomendada de trabajo para estas bombas es de 3,000 lb/pg2.

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

Si las bombas no trabajan de forma eficiente proporcionando el gasto de lodo y la presión adecuadase pueden presentar los siguientes problemas:

• Limpieza inadecuada del pozo.• Disminución en la velocidad de penetración.• Atrapamiento de la sarta de perforación.• Incremento en el costo del pozo.

SARTA DE PERFORACIÓN

La sarta de perforación es una parte importante en el proceso de perforación rotatorio, su diseño y selección requieren de un análisis cuidadoso para la obtención de resultados satisfactorios.

La sarta de perforación sirve para las siguientes funciones: 1. Transmitir rotación a la barrena 2. Transmitir y soportar cargas

axiales 3. Transmitir y soportar cargas de

torsión.4. Colocar el peso sobre la barrena

para perforar 5. Guiar y controlar la trayectoria

del pozo 6. Permitir la circulación de fluidos

para limpiar el pozo y enfriar la barrena

De una manera general la sarta de perforación esta compuesta por los siguientes elementos:

• Flecha.• Tubería de perforación.• Aparejo de fondo.• Barrena.

El aparejo de fondo, es el conjunto de tuberías y aditamentos que se encuentra trabajando en elfondo del pozo y los que realizan propiamente la demolición de la roca, entre sus elementos seencuentran:• Lastrabarrenas.• Tubería extrapesada.• Estabilizadores.• Martillo.• Amortiguador• Portabarrena• Barrena• motor de fondo• MWD.• Canasta• etc.

Grillete de la cabeza de inyección (Swivel bail): Está sujeto del gancho del aparejo y sostiene la cabeza de inyección y con ésta al vástago y todo hacia abajo

Es un dispositivo mecánico que debe sostener simultáneamente el peso del vástago, permite la rotación de este debajo de él, mientras que mantiene la porción superior inmóvil. Permite además el flujo en grandes cantidades del fluido de perforación a alta presión, de la porción fija a la porción que rota, sin escaparse. La cabeza de inyección cuelga del grillete de la cabeza de inyección, y éste del gancho del aparejo. Su elección es en función del peso que debe soportar.

LA UNIÓN GIRATORIA O SWIVEL

La unión giratoria tiene tres funciones básicas:

• Soportar el peso de la sarta de perforación.• Permitir que la sarta de perforación gire libremente.• Proveer de un sello hermético y un pasadizo para que el lodo

de perforación pueda ser bombeado por la parte interior de la sarta.

El fluido entra por el cuello de cisne, o cuello de ganso, el cual es un tubo curvado resistente a la erosión, que conecta a la unión giratoria con una manguera que transporta el fluido de perforación hacia el tallo (Figura III.36).El fluido pasa a través del tubo lavador, que es un tubo vertical en el centro del cuerpo de la unión giratoria y hasta el kelly y la sarta de perforación

Los miembros de la cuadrilla conectan la flecha a la unión giratoria. La flecha se atornilla en un montaje con cuerda macho (el tallo o acoplador giratorio) que sale de la unión giratoria. Este tallo rota con la flecha, la sarta de perforación y la barrena

Lastrabarrenas

Los lastrabarrenas, como la tubería de perforación, son tubos de acero a través de los cuales se puede bombear lodo. Los lastrabarrenas son más pesados que la tubería de perforación y se utilizan en el extremo inferior de la sarta para poner peso sobre la barrena (Figura III.45). Este peso es lo que le permite a la barrena perforar. Los lastrabarrenas miden aproximadamente 30ft (9m) de largo, al igual que las tuberías de perforación pero una diferencia entre ambas es que los lastrabarrenastienen las uniones de tubería soldadas, las roscas son cortadas directamente en los lastrabarrenas.

El cabezal de pozos es la base en la superficie sobre la cual se construye el pozo durante las operaciones de perforación .

Cabeza carrete de tubería

Cabeza carrete de revestidor

Cubierta del cabezal del revestidor

CABEZAL DE POZOS

CUBIERTA CABEZAL DEL REVESTIDOR

Normalmente está conectado al revestidor de superficie.

Soporta la siguiente sarta de revestimiento Conectada o adaptada al equipo de control

de pozo Sella el agujero(de la atmósfera) Controla acceso al agujero:

- para control de presión

- o retornos de fluido durante operaciones de perforación.

CABEZAL DEL REVESTIDOR TIPO CARRETE

Sella (empaca) sarta del revestidor superficial.

•Ofrece soporte (tazón de asentamiento) para la siguiente sarta de revestimiento.

•Ofrece soporte para el montaje del equipo de control de pozo (arreglo de preventoras).

•Sella el agujero (de la atmósfera)

•Controla acceso al agujero: –para control de presión –o retornos de fluido durante operaciones de perforación.

CABEZAL DE TUBERIA TIPO CARRETE

Sella (empaca) sarta de revestimiento de producción.•Ofrece apoyo y retención para el colgador de tubería.•Ofrece apoyo para el montaje del arreglo de preventoras.•Especificación típica de presión de trabajo: –10,000psi

PREVENTORES

La función de los preventores es el de controlar el paso de fluidos de una formación productora hacia la superficie, tanto por el espacio anular como por el interior de la tubería de producción o de trabajo, ya sean gas, aceite, o agua.

Presión de trabajo Presión Baja 2K (2,000 psi) Presión Media 5K (5,000 psi) Presión Alta 10K (10,000 psi) Presión Extrema 15K (15,000 psi) Presión Ultra Extrema 20K (20,000 psi)

Clasificación de los Preventores

Los preventores se clasifican considerando diversas características propias tales como: presión de trabajo, tipo y elemento de sello, los cuales se indican a continuación:

Tipo • Sencillo • Doble • Anular (Esférico y

rotatorio)

Elemento de sello: • Arietes de Tubería • Arietes ciegos • Arietes ciegos de corte • Arietes variables • Anulares (elemento de hule

vulcanizado)

CLASIFICACIÓN DE LOS PREVENTORES:

De Interiores:

De ariete:

Su función es controlar el paso del fluido que proviene del interior de la tubería de producción o de trabajo.

Se utilizan como control superficial en un pozo, para sellar el espacio anular cuando se tiene tubería en su interior o cerrarlo totalmente, funciona casi siempre hidráulicamente para cerrar el espacio anular alrededor de la tubería en el pozo, los arietes para tubería deben ajustarse alrededor del perímetro de cualquier clase o tamaño de tubería que se encuentre en el pozo.

Existen cuatro tipos de preventores de ariete:

De diámetro sobre medida.- Este tipo de ariete de tubería se utiliza para sellar el espacio anular comprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetro interior del preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo.

De diámetro ajustable o variable.- Este tipo se utiliza para sellar el espacio anular comprendido entre el exterior de la tubería de producción o de trabajo y el diámetro interior del preventor cuando se tiene una señal de fluidos en el pozo.

Ciegos.- se utilizan para cerrar totalmente el pozo, al no tener tubería en su interior y que por la manifestación del fluido que presente, no sea posible introducirla.

De corte.- Su función es la de cortar la tubería de producción o de trabajo y cerrar totalmente el pozo.

Preventor de interiores:

Esféricos:

Anular

mecánico:

Se utilizan principalmente para sellar el espacio anular o el pozo franco, cuando se detecta una señal de cabeceo al momento de estar moliendo, metiendo o sacando tubería del pozo.

Se utiliza en donde se operan pozos de bombeo mecánico o hay operaciones donde se hace necesario introducir tubería bajo presión, ahí en esas labores utilizamos los preventores de reventones anulares.

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BOMBA KOOMEY (BOP)

Partes que componen la BOP

1. Acumuladores

2. Bomba Eléctrica

3. Bomba Neumática

4. Interruptores de accionamiento

5. Manómetros

6. Deposito almacenador de fluido

7. Consolas de control remoto.

14 56

23

7

ComponentesBotellas acumuladoras

Precarga de 1000 PsiCarga Max de 3000 psi

Descarga: al activarse los interruptores, se envía el fluido de control presurizado hacia los preventores.

Tipos clásicos: • Flotante. • Cámara.

Son recipientes cilíndricos o esféricos, con un sistema interno para separar el nitrógeno del fluido hidráulico

Tipos de acumulador

Un flotante interior con una varilla guía, separa el gas del fluido

Flotante/ pistón

Es menos complicado. Suele fallar mas seguido por “pinchaduras” de las cámaras. Volumen típico: 11 galones

Cámara

Diagrama

Funcionamiento

Tipos de bombas

• Neumáticas• Eléctricas

Las bombas neumáticas consisten en un actuador o cilindro neumático de doble efecto que mueven un pistón que presuriza fluido hidráulico.

Las bombas eléctricas son similares a una bomba triple de émbolos buzos. Es una caja mecánica y un cuerpo hidráulico en miniatura.

Sistema de respaldo

la eficiencia de la fuente independiente que podrá utilizarse

como último recurso, para cerrar los preventores; en la

figura se muestra un diagrama de unidad de cierre Koomey.

Tanques con nitrógeno a 3000 psi

Válvulas del Acumulador

Permiten la comunicación de la presión de los acumuladores.

Son el punto de control para abrir y/o cerrar los preventores

L. MatarL. Estrangular

Ariete de tubería Ariete ciego

Válvulas

Las válvulas 4 vías y 3 posiciones siempre que el acumulador esta en operaciones deberán permanecer, abiertas o cerradas de acuerdo a la función, nunca neutro.

Manómetros

P. Múltiple de estrangulación

P. Acumulador P. Anular

Deposito de fluido hidráulico

Los acumuladores contienen fluido hidráulico necesario para hacer funcionar los acumuladores

Tiene una capacidad de 1000l ts de fluido hidráulico

Control remoto

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ARREGLO DE PREVENTORES Y ENSAMBLE DE ESTRANGULACION

ENSAMBLE DE ESTRANGULACION

CARRETE DE CONTROL

El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo de lodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo.

En un sistema de control superficial está conectado al arreglo de preventores a través de líneas metálicas que proporcionan alternativas a la dirección del flujo o permiten que éste (por medio de las válvulas) sea confinado totalmente.

En todos los equipos debe instalarse un estrangulador ajustable hidráulico adicional y consola de control remoto.

La estandarización y aceptación de los múltiples de estrangulación están reglamentados por la Norma API 16C y por las prácticas recomendadas API RP-53 del Instituto Americano del Petróleo.

CARRETE DE CONTROL El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de

preventores.

ESPECIFICACIONES Y RECOMENDACIONES DE OPERACIÓN

Para rangos de presión de 2,000 y 3,000 lb/pg² (141 y 211 kg/cm²), las salidas laterales deben tener un

diámetro interior mínimo de 2 pg y ser bridadas o de grampa.

El diámetro interior debe ser por lo menos igual al del último cabezal instalado en el pozo.

Tomando en consideración las ventajas descritas, es conveniente tener instalado un preventor de arietes en

la parte inferior del carrete de control.

Para los rangos de presión de trabajo 5,000; 10,000 y 15,000 lb/pg² (352; 703 y 1,055 kg/cm²) las salidas

deben ser de un diámetro interior mínimo de 2 pg para la línea de matar y de 3 pg para la línea de

estrangular.

El rango de presión de trabajo debe ser acorde al conjunto de preventores.

Las salidas laterales de los cabezales no deben usarse para conectar las líneas primarias de matar y

estrangular, con el objeto de evitar el daño que por erosión se puede provocar a la instalación definitiva al

pozo.

Consola de Control Remoto Son unidades auxiliares cuya función es accionar el estrangulador hidráulico por

medio de una palanca que regula el cierre y apertura del mismo, siendo registrada en la carátula que muestra la posición del estrangulador.

Cuenta además, con manómetros que señalan las presiones en TP y TR así como un contador de emboladas por minuto que indica la velocidad de la bomba. Las señales son enviadas por un transmisor a través de mangueras y los valores se registran en los manómetros de la consola.

En PEMEX se tienen las marcas Swaco, Cameron, Willis, etc; y son instaladas en el lugar donde se observe totalmente el escenario durante el control del pozo.

Consola de control remoto

ESTRANGULADORES AJUSTABLES Los estranguladores ajustables son accesorios diseñados para restringir el paso de los

fluidos en las operaciones de control, generando con esto contrapresión en la tubería de revestimiento, con el fin de mantener la presión de fondo igual o ligeramente mayor a la del yacimiento, lo que facilita la correcta aplicación de los métodos de control. Se usan las marcas Cameron, Willis, Swaco, etc.

La Norma API-16C recomienda que se deba disponer de dos estranguladores ajustables manuales y uno hidráulico en pozos terrestres.

ESTRANGULADOR AJUSTABLE MANUAL

ESTRANGULADOR AJUSTABLE HIDRÁULICO

LÍNEA DE MATAR

La línea de matar es una de las partes integrales del sistema de control superficial,

requerida para llevar a cabo las operaciones de control de pozos cuando el método normal

de control (a través de la flecha o directamente por la tubería) no puede ser empleado.

La línea de matar conecta las bombas de lodo del equipo, con una de las salidas laterales

del carrete de control o de los preventores.

LÍNEA DE MATAR PARA 5,000; 10,000 Y 15,000 lb/pg² PRESIÓN DE TRABAJO

El niple campana está provisto generalmente de una salida lateral para permitir que los fluidos de perforación fluyan de vuelta hasta el equipo de tratamiento del lodo de superficie a través de otra tubería inclinada denominada línea de flujo

Bell nipple (niple campana)

Linea de retorno (linea de flujo)

Es la tubería metálica de gran diámetro que conecta el niple campana situado por debajo de la mesa rotativa. La línea de flujo es simplemente un conducto inclinado de flujo por gravedad utilizado para enviar el lodo proveniente del extremo superior del pozo hacia el equipo de tratamiento del lodo de superficie.

La línea de flujo está provista generalmente de un dispositivo de medición de flujo a paleta, conocido generalmente como "flow show", que puede proporcionar al perforador la primera indicación de que el pozo está fluyendo.

Zarandas (temblorinas) Las Temblorinas es el único aparato removedor de sólidos que hace

una separación basado en el tamaño físico de las partículas. Tiene como función primaria separar la fracción más gruesa de los recortes, partículas entre 74 y 600 micrones. Se compone de una o varias mallas separadas que están montadas en un caja vibratoria conectada a un motor eléctrico, el cual a través de poleas o ejes, le imprime la vibración necesaria para separar los sólidos del fluido.

Presa de descarga Es conocida como presa de descarga ya que en ella es

donde descarga el pozo, es aquí donde se instala la temblorina para eliminar los recortes de mayor tamaño (40 micras).

Presa de asentamiento Es conocida como presa de asentamiento, es aquí donde

se le da tratamiento al lodo y se instala el equipo de control de sólidos para eliminar los sólidos de menor tamaño.

Presa de succion Es conocida como presa de succión por quede aquí la

bomba de lodos succiona el lodo para enviarlo al pozo.

Presas de lodo

Además de las presas reglamentarias existen otras presas.

Presa de reserva.- Presa utilizada para almacenar lodo cuando se ha presentado una perdida de circulación y para mantener lodo de baja o alta densidad.

Presa de baches.- Como su nombre lo indica es una presa utilizada para preparar pequeños volúmenes de baches como:

Bache despegador  Bache de lodo pesado Bache de lodo viscoso Bache testigo

Las capacidades de las presas dependerán de los requerimientos del pozo, por ejemplo se pueden tener presas con capacidad de 440 barriles (70 m3)

CIRCUITO_LODO.PPT A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo fluye por gravedad a través

de las presas

El lodo se mezcla hasta adquirir las condiciones correctas

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo es aspiradopor la bomba

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo es descargadoa alta presión

La bomba proporciona la presión requerida

por el sistemade circulación

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo subea través del“standpipe”

Una pequeñacantidad depresión se

pierde en elequipo de superficie

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODOLa manguera de la

rotaria permitemovimiento vertical

Una pequeñacantidad depresión se

pierde en elequipo de superficie

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El swivel y la flechao kelly permiten

movimiento circular

Una pequeñacantidad depresión se

pierde en elequipo de superficie

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo viajaal fondo

a través de la sarta

de perforación

Aproximadamentese pierde 1/3 depresión al vencer

la fricción

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODOAproximadamente2/3 de la presión

se usan paraforzar el lodo

a través de losjets de la barrena

Saliendo de losjets, se remueven

los recortes

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

Una pequeñacantidad de presión se

pierde por la fricción anular

El lodo transporta,lentamente hacia

arriba, a los cortespor el espacio anular

CIRCUITO_LODO.PPT

El lodo va formando el enjarre

en las paredes

del agujero

A. del AltoCIRCUITO_LODO.PPT

Espacio anular

Recorte

Jet o tobera

Salida del lodo

Roca

Detalle de la barrena al estar perforando

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El flujo de lodopasa por gravedad

a través de las presas de lodo

Niplecampana

Líneade

flujo

Latemblorina

separa los cortesy el lodo

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El flujo de lodopasa por gravedad

a través de las presas de lodo

El eliminadorde sólidos

limpia el lodo

CIRCUITO_LODO.PPT

A. del Alto

PRESION DEL LODO

El lodo fluye por gravedad a través

de las presas

El lodo se mezcla hasta adquirir las condiciones correctas

CIRCUITO_LODO.PPT

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Preguntas

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