Marco Teorico

5/12/2018 Marco Teorico - slidepdf.com

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EQUIPO WORKOVER.

Una de las actividades más provechosas de la industria petrolera son los

reacondicionamientos (workover) de pozos. No obstante, el análisis

correcto de problema del pozo y su posible reacondicionamiento exige un

esfuerzo considerable para determinar los hechos y poder discernir entre

las posibles alternativas para obtener una decisión óptima. Los

reacondicionamientos (workover) de pozos son requeridos por muchas

razones, incluyendo tomar acción sobre un problema en el pozo para

incrementar su productividad, eliminación de excesiva producción de

agua o gas y reparación de fallas mecánicas. Son también realizados en

aquellos pozos que pueden ser agrupados en la categoría de pozos sin

problemas. Esta categoría incluye el desarrollo de reacondicionamiento

para ganar producción adicional por recompletacion o multicompletacion,

para propósitos de evaluación y para proveer de un servicio al pozo.

Las operaciones de Workover se diferencian de las operaciones de pulling

debido a que las primeras tienen por objeto modificar las condiciones del

reservorio para contribuir a mejorar el índice de productividad (IP), con

ese fin las operaciones de Workover tienen por objeto abrir y/o cerrar

arenas, aumentar quizá el diámetro del pozo o su profundidad, balear

zonas, aislar zonas perjudiciales como aquellas que producen agua y

también incluye las operaciones de pesca a diferencia de las operaciones

de pulling donde el objetivo es dar un mantenimiento a los equipos de

levantamiento tal como una limpieza de parafinas a los equipos de

bombeo mecánico.

Clasificación de los Equipos de Workover

• Convencionales

• Auto-transportables



La diferencia es que los convencionales tienen mayor capacidad y se

pueden hacer trabajos de workover en pozos profundos. Los equipos auto

transportables disponen de un conjunto de malacate – motores de

combustión interna (MCI) montados en un remolque. Los equipos auto

transportables son más fácil desplazarse a otra locación.

Equipo de Workover auto transportable.

Partes del Equipo de Workover

Sus componentes son muy similares a las partes de un equipo deperforación de pozos:

1. Sistema de levantamiento.

2. Sistema de circulación.

3. Sistema de rotación.

4. Fuente de potencia.

5. Sistema de control de pozo.



1. Sistema de Levantamiento

Estructura o Torre y Subestructura, bloque viajero, bloque de corona,

gancho, cable, malacate y Accesorios, elevadores, cuñas, llaves de

esfuerzos, consola de control de instrumentos, winches auxiliares, rampa,

etc.

2. Sistema de Circulación.

Tanques, fluido de circulación, bombas principales y auxiliares, tubo

Vertical (Stand pipe), manguera de circulación, línea de Flujo o retorno

(Flow Line), equipos de Control de Sólidos, fosas de asentamiento,

desgasificadores y separadores de gas.



3. Sistema de Rotación.

Mesa Rotaria y accesorios, tubería de trabajo (drill pipe), drill collar,

tubería pesada (hevi-wate), broca, kelly y accesorios, unión giratoria

(swivel).

4. Sistema de Potencia

Motores primarios, generadores, trasmisión de Potencia.

Motores primarios.

Generalmente son de combustión interna, siendo el combustible más

utilizado el Gas Oil. Estos motores pueden estar acoplados directamente

con el equipo o acoplados a Generadores encargados de suplir potencia

eléctrica.



Generadores

Cambian la potencia mecánica desarrollada por los motoresprimarios en corriente eléctrica y generalmente son de corriente

alterna.

Transmisión de Potencia.

La potencia generada por los motores primarios, debe transmitirse a los

equipos para proporcionarle el movimiento. Si el Equipo es Mecánico,

esta potencia se transmite directamente del motor primario al equipo. Si elequipo es eléctrico, la potencia mecánica del motor se transforma en

potencia eléctrica con los generadores, luego, esta potencia eléctrica se

transmite a los motores eléctricos acoplados a los equipos, logrando su

movimiento.

5. Sistema de Control de Pozo.

Válvulas Preventoras (BOP´s ò VIR), anular o esférico, arietes o rams de

tubería, arietes o rams ciego (Blind Rams), Arietes o Rams de Cizalla

(Shear Rams), Unidad acumuladora de presión, Múltiple de

estranguladores (kill manifold), Estrangulador manual o remoto (super-

choke), Línea de matar (kill line), Línea del estrangulador (choke line),

Válvula de descarga (HCR), Válvulas auxiliares (kelly cock, preventor

interno).



Razón de realizar un workover

Workovers la fila entre los tipos más complejos, difíciles y caros de

wellwork hay. Ellos sólo son realizados si la terminación de un bien es en

fase terminal inadecuada para el trabajo al alcance de la mano. La tubería

de producción puede haberse hecho dañada debido a factores

operacionales como la corrosión al punto donde bien la integridad es

amenazada. Downhole componentes como la tubería válvulasrecuperables downhole de seguridad o bombas eléctricas sumergibles

pueden haber funcionado mal, necesitando el reemplazo.

En otras circunstancias, la razón de un workover no puede ser que la

terminación sí mismo está en una condición mala, pero que condiciones

de depósito que se cambian lo hacen inadecuado. Por ejemplo, una alta

productividad bien puede haber sido completada con 5 ½ " la tubería parapermitir a altos caudales (una tubería más estrecha

Minimización Superflua en Producción y Operaciones Workover

La minimización superflua ha sido probada para ser un procedimiento

eficaz y beneficioso. Usted encontrará que hay muchos económicamente

y las técnicas de minimización técnicamente factibles superfluas que

pueden ser usadas en la producción y operaciones workover. De hecho,

muchos operadores del aceite y de gas han puesto en práctica técnicas

de minimización superfluas y han disfrutado de ventajas como:

Funcionamiento reducido y gastos de gestión de residuos;

Ingreso aumentado;



Preocupaciones de cumplimiento reducidas reguladoras;

Preocupaciones de responsabilidad reducidas potenciales;

Imagen de empresa mejorada y relaciones públicas.

Escogiendo la reducción factible de la fuente y reciclando opciones (por.

Ej., la minimización superflua) es una decisión simpática de negocio.

Minimización Superflua en Producción y Operaciones Workover

Como notado en la introducción, hay muchos económicamente y las

técnicas de minimización técnicamente factibles superfluas que pueden

ser aplicadas a la producción y operaciones workover. Un operador

debería considerar todos los gastos, incluyendo la gestión de residuos y

gastos de disposición, evaluando la viabilidad de una opción de

minimización superflua. Por ejemplo, un producto de substituto o el

producto químico pueden costar más, pero los ahorros en la gestión de

residuos y gastos de disposición harán la substitución rentable.

Reducción De la fuente

La discusión siguiente considerará varias oportunidades de reducción de

la fuente para desechos que provienen de la producción y operaciones

workover.

Preplanificación

El mejor lugar para comenzar esfuerzos de minimización superfluos para

producción y operaciones workover



COMPLETACIÓN DE POZOS

Al final de la fase de la perforación el pozo generalmente queda con el

casing, cementado externamente, taponado en el fondo y lleno con un

fluido (lodo) cuya densidad es igual a la densidad usada en la última

sección del pozo.

La siguiente fase, llamada "completación", consiste en preparar el pozo

para producir hidrocarburos en forma contínua, segura y controlable

(producción).

En esta fase, un equipamiento especial será bajado al pozo y en

particular:

Un packer para aislar la zona de producción y para proteger el

casing;

Un tubing para enviar el hidrocarburo a superficie.

Un colgador (hanger) para enganchar y soportar el tubing.

Válvula de seguridad, válvula de circulación etc.

Para alcanzar la fase de producción, adicionalmente, será necesario:

Balear el casing de acuerdo a los niveles productivos y

Reemplazar el BOP con un árbol de producción (Christmas tree).

Durante la fase de perforación, se debe garantizar la seguridad del pozo

con una serie de barreras cuya función es la de prevenir las pérdidas

incontrolables de hidrocarburos:

Una barrera hidráulica creada por el lodo de perforación

Diferentes barreras mecánicas compuestas de varios casings y el

BOP instalado sobre la cabeza del pozo.



Una vez que se completa la perforación, la zona de producción es

protegida con Turing para tener la producción de hidrocarburos del pozo

bajo condiciones seguras.

Durante la fase de completación, las barreras "temporales" usadas

durante la perforación, serán reemplazadas por una serie de barreras

finales las cuales quedarán en el pozo durante toda la vida productiva del

pozo.

Tipos de completación

Dependiendo del número de sartas en el pozo, la completación puede ser:

Simple: el nivel o niveles son puestos en producción a través de

una sola sarta;

Doble: dos niveles son puestos en producción, cada nivel con sarta

propia;

Selectiva: varios niveles son puestos en producción a través de la

misma sarta. La selectividad se lleva a cabo mediante operaciones de

wireline.

NOTA:

1. Generalmente se viene nombrando como completación "inteligente", a

la selectividad realizada desde superficie con líneas hidráulicas o

eléctricas.

2. Salvo casos excepcionales, no hay pozos con mas de dos sartas de

tubing en el pozo, lo cual significa que solo 2 niveles pueden producirse al

mismo tiempo. Con la última tecnología y técnicas operativas es posible

seleccionar a mas de 10 niveles con 10 – 15 packers en el pozo.



ACTIVIDADES DE WORKOVER

1. Operaciones de Workover

Después de la completación inicial, cualquier operación llevada a cabo en

el pozo, sea usando un equipo de perforación u otro equipo, es llamado

"workover".

Con un trabajo de workover es posible:

a. Intervenir sobre la formación para realizar:

Un cambio de nivel, aislamiento de nivel para eliminar el influjo de

agua o de gas (water shut off - excesivo GOR) Limpieza, trabajos de ácido y fracturamiento, squeeze de cemento

o casing patch (resane de casing)

Recompletación con gravel pack

Otros

b. Intervenir sobre el pozo para realizar:

Limpieza del fondo o limpieza/lavado del tubing

Remplazo del packer o del tubing



Remplazo del SCSSV (valvula contolada desde superficie)

Otros.

Fluidos de completación y workover

Los fluidos usados durante las operaciones de completación y workover

pueden ser de dos tipos: fluidos de completación y fluidos de packer.

Fluidos de completación

El fluido de completación es normalmente usado para matar el pozo y

también se usa durante todas las operaciones de workover y

completación. Su densidad debe ser suficiente para balancear la presión

de formación.

El fluido de completación se mantiene trabajando como una barrera de tal

forma que su densidad adecuada controla a la presión de formación.

NOTA:

Cuando la operación lo requiera, el fluido de completación también debe

estar en la capacidad de transportar sólidos.

Si son del tipo "sin sólidos libres" se debe acondicionar de tal forma que

se evite la precipitación de sólidos.

Si es del tipo "lodo base aceite" se debe acondicionar al máximo las

características reológicas para garantizar su estabilidad.

Una vez que el packer ha sido sentado, el fluido en el anular viene a ser

una barrera indirecta - pasiva. De hecho, como hay aislamiento en el

packer, su densidad no puede mantenerse en caso de un liqueo en el

tubing o en el packer mismo.

Los fluidos de completación deben garantizar el mantenimiento del

balance hidrostático en el fondo del pozo (control primario), por lo tanto su

densidad (peso) deberá contener el ingreso de los fluidos de formación.



Durante las operaciones, una presión (Overbalance o Trip Margin) se

añade a la hidrostática para compensar las variaciones de presión

causadas por los viajes. En tales condiciones la presión hidrostática

puede ser calculada como sigue:

PH = PF + TM donde TM = Trip Margin

En cada caso, la densidad del fluido de completación admisible en un

pozo Puede variar entre un valor mínimo, equivalente al gradiente normal

de Formación (GF), hasta un valor máximo (GFR) correspondiente a la

densidad del fluido de fractura.

Packer fluid

El packer fluid es el fluido encima del packer en la zona del anular,

después de que el packer ha sido sentado. Puede ser el mismo fluido de



completación o cualquier otro fluido desplazado al anular encima del

packer superior al término de la completación.

El packer fluid puede tambien ser del tipo "fluído para no matar el pozo" y

consecuentemente tiene una densidad demasiado baja como para

permitir controlar el pozo.

Nota: El packer fluid debe ser estable en el tiempo y a la temperatura del

pozo, para prevenir la sedimentación de los sólidos. También, se le debe

adicionar un anticorrosivo.

El fluid packer no es una barrera porque:

Está aislado del packer

Las propiedades reológicas y la posibilidad de circular no pueden

ser garantizados por largo tiempo.

Nota: En caso de liqueo en el tubing, la presión en el tubing podría ser

mayor que la presión hidrostática del anular en el punto de liqueo (cual

sea la densidad del fluid packer). La presión acumulada en el anular

podría amenazar la integridad del casing.

BARRERAS PRINCIPALES Y SEGURIDAD

Barreras hidráulicas y mecánicas

Dependiendo de su condición, un pozo puede ser controlado por una

barrera hidráulica o mecánica, o por ambos.

Podemos hablar de “condiciones seguras” cuando al menos dos barreras

están activas.

Durante las operaciones de completación y workover, cuando los packers

todavía no se han sentado, tanto la barrera mecánica como la hidráulica

están activas:



Barrera hidráulica: compuesta por fluido de completación; y

permanece activa mientras la densidad sea la adecuada; Barrera mecánica: compuesta de los BOPs.

Nota: El casing de producción es una barrera importante y adicional en el

pozo, la cual:

Debe estar dimensionada para un valor de presión de reventazón, tal que

resista las condiciones del pozo;

Deben tener hilos que garanticen el sellado hidráulico.

EQUIPO

Los equipos principales de los cuales es necesario conocer las

características para su uso correcto durante las operaciones de workover

son:



El cabezal del pozo (wellhead).

El Xmas tree, válvulas y actuadores.

El tubing.

Los hackers.

Las válvulas de seguridad.

Los dispositivos de circulación/comunicación.

Los landing nipples.

Los side pocket mandrels.

El Blow Out Preventer (BOP).

El Top drive.

Nota: Para todo equipo envuelto en la actividad petrolera, se define como

Working pressure (WP - presión de trabajo) a la máxima presión de

trabajo del equipo.

1. EL CABEZAL DEL POZO (WELLHEAD)

El cabezal del pozo (well flanging) es el set de spools (carretes) que

aseguran. el anclaje y el sellado hidráulico de la sarta instalada y

cementada durante la perforación. El cabezal del pozo esta compuesto

de:

El cabezal del casing (casing head housing); normalmente

conectada con el casing de superficie, y cementado hasta lasuperficie.

El Primer carrete (spool); bridado después de la instalación de la

segunda sarta de casing, la cual es anclada por medio de cuñas. Un

doble juego de empaquetaduras asegura el sellado contra la presión

que podría estar presente entre las dos sartas de casing.

El segundo carrete (spool); bridado sobre la brida superior del

primer carrete (spool), después de la colocación de la tercera sarta de



casing. La sarta será anclada (por cuñas) y el sellada hidráulicamente

asegurándose por medio de dos juegos de empaquetaduras.

Al último spool viene anclado el " casing de producción, al interior

del cual se bajará toda la sarta de completación. Sobre este spool

serán por lo tanto instalados (bridados) el tubing spool y el Xmas tree.

Nota: Normalmente el número de spools corresponde al número decasing bajados, excepto cuando se utilizan espaciadores o adapters.Existen también casings que se anclan en el interior del zapato del casinganterior (liner).

2. XMAS TREE

El Christmas tree (o Xmas tree) es el juego de válvulas que están

instalados encima del tubing spool (elemento superior de la brida), que

permite el flujo y control del fluido de producción.

El Xmas tree permite operar sobre el pozo con las herramientas de well

intervention, introduciendo instrumentos por el tubing, interviniendo y

modificando las condiciones internas del pozo, sin utilizar el equipo.El Xmas tree debe tener siempre un diámetro interno tal que garantice el

pase vertical de la BPV, la cual se instalara para asegurar el pozo, o se

recuperara para poner el pozo en producción.

Para la completación de doble sarta el Xmas tree es casi siempre del tipo

de bloque sólido, mientras que para la completación simple el xmas tree

puede ser del tipo de block sólido, o compuesta de elementos que son

bridados uno otro.



2.7.10. Tiempo No Productivo

Se define como el período acreditable a eventos o actividades en las

operaciones del equipo de perforación, que retardan el avance de las actividades

de construcción y rehabilitación de un pozo según lo planificado. Inicia desde que

se evidencia una actividad no productiva hasta que se encuentren de nuevo las

condiciones operacionales productivas que se tenían antes del evento

improductivo.

Para un mejor análisis de los eventos que generan tiempos no productivos durante

las diferentes fases del proceso de perforación y rehabilitación, se ha clasificado el

tiempo no productivo en actividades de tiempo perdido y de problemas, los cuales

se definen a continuación:



2.7.11. Tiempo problema

Son todos aquellos acontecimientos no productivos inherentes a la

condición del hoyo y que por sus características se les denominan “problemas”.

Comprende las actividades: acondicionamiento de hoyo, pérdida de circulación,

atascamiento de tubería, control de arremetida, desvío (sidetrack), corrección de

cementación primaria, pesca y complejidad geológica.

2.7.12. Tiempo perdido

Son todos aquellos acontecimientos no productivos que por su naturaleza

no son considerados como tiempo problemas y no están asociados a condiciones

del hoyo sino a eventos logísticos y superficiales. Estos son: las fallas en general,

las esperas, reacondicionamientos y reparaciones.

2.7.13. Tiempo y Velocidad de Perforación

El tiempo de perforación de los pozos depende de su profundidad; en

primer lugar, debido a que las formaciones más profundas son más difíciles de

perforar, y segundo debido al tiempo de reposición que se incrementa con la

profundidad cada vez que la sarta de perforación tenga que ser repuesta. También

va a depender de las clases de formaciones geológicas que van encontrándose; así,

si se encuentran calizas duras, areniscas o lutitas fangosas, el ritmo de la

perforación puede llegar hasta paralizarse. En general, la elección del tiempo de

perforación apropiado depende por entero de la profundidad y de las condiciones

geológicas y técnicas.

Entre los factores que afectan la velocidad de perforación pueden

distinguirse variables y fijos: entre los primeros, se cuentan el tipo de mecha y

peso sobre la misma, rapidez de rotación, propiedades del lodo de perforación,



limpieza del fondo; entre los fijos se reconocen a la dureza de las rocas y la

presión de la formación.

2.8.1. Estructura de soporte.

2.8.1.1. Cabría o torre.

Es una estructura de acero ensamblada que se levanta sobre el piso y que

soporta el peso de los equipos usados por el sistema de rotación. La misma

proporciona soporte a la corona y al bloque viajero, que a su vez sostienen, subeny bajan la sarta de perforación.

2.8.1.2. La subestructura.

Es una armadura grande de acero que sirve de soporte a la torre y a los

componentes de los equipos de perforación (Figura 2.2). Igualmente proporciona

un espacio bajo el piso de la torre para instalar el ensamblaje de las válvulasimpiderreventones. Está diseñada para soportar enormes pesos, incluyendo la

torre, el equipo de levantamiento, la mesa rotatoria, la sarta de perforación y a las

cargas de tubería de revestimiento.

• Revisión de los reportes diarios de las operaciones del taladro PTX 5927

durante el año 2011. Discriminación de los tiempos productivos e

improductivos de las operaciones del taladro PTX5 927 durante el año

2011.

• Redacción de avances del anteproyecto.

• Explicación de los supervisores y coordinador del equipo de la actividad

realizada y facilitación de algunos programas de pozo para el aprendizaje.



Figura 2.2 Sub-estructura del taladro. (Taladro PTX- 5927)

2.8.1.3. Corona.

Es la parte superior de la torre, a través de la cual se le trasmite el peso de

la sarta de perforación. Allí se ubica una serie de poleas que forman el bloque

corona o fijo que sostiene y da movilidad al bloque viajero.

2.8.1.4. Encuelladero.

Es una plataforma de trabajo localizada a un lado de la torre y encima del

piso del taladro (Figura 2.3). Se utiliza para acomodar las parejas de tubería y

barras durante las actividades de sacada y metida de tuberías del hoyo (viaje).



Figura 2.3 Encuelladero. (Taladro PTX-315, Campo Boca)

2.8.1.5. Plataforma o piso del taladro.

Es una cobertura colocada sobre el tope de la subestructura y debajo de la

torre, donde se realizan la mayoría de las operaciones de perforación (viaje de

tubería, conexiones, etc.).

2.8.1.6. Rampa de tubería.

Está ubicada en el frente de la torre o mástil donde se colocan las tuberías

para luego levantarlas o bajarlas del piso del taladro (Figura 2.4).

Figura 2.4 Rampa de tubería. (Taladro PTX-1)



2.8.1.7. Sótano.

Es un hoyo cuadrado localizado en la tierra debajo del piso del taladro, el

cual provee altura adicional entre la plataforma y el cabezal de revestimiento para

acomodar las válvulas impiderreventones. No todos los taladros tienen sótano.

2.8.1.8. Consola del perforador.

Es el corazón del sistema de instrumentos de un taladro que provee al

perforador de una visión general de todo lo que está pasando en cada uno de los

principales componentes del sistema. En la consola se obtiene información sobre

el comportamiento de las bombas de lodo, presión de bomba, torque y velocidad

de la mesa rotatoria, torque de las llaves o tenazas, peso suspendido y sobre la

mecha en el indicador de peso, etc.

2.8.2. Equipos de levantamiento.

2.8.2.1. Malacate.

Es un potente ensamblaje de levantamiento, usualmente localizado cerca

de la mesa rotatoria en el piso del taladro, pero que en los taladros de

mantenimiento (workover) de pozos está ubicado en el Hoist (Figura 2.5). Está

formado por un tambor grande de enrollado, frenos manuales, hidráulicos o

eléctricos, una serie de ejes, cadenas y engranajes de transmisión y un juego de

carretes pequeño conocido como “carreto”. Sus funciones son:



♦ Transmitir potencia de los motores a la sarta de perforación a través del

cable de perforación, durante las operaciones de sacar y meter la sarta de perforación y el revestimiento.

♦ Transmitir potencia para hacer girar la mesa rotatoria, para los carretos

auxiliares y para enroscar y desenroscar tuberías de perforación, barras y

revestimiento.

Figura 2.5 Malacate.

2.8.2.2. Sistema de frenos.

Está constituido por un freno mecánico principal y un auxiliar que puede

ser hidráulico o eléctrico, usados para mover lentamente o para detener el cable de

perforación. También posee un freno de seguridad del bloque viajero llamado

“crown” o “matic”.

2.8.2.3. Ensamblaje del carreto.



Subcomponente del malacate consistente de dos carretes usados para

conectar y desconectar tuberías y para levantar herramientas livianas con una

guaya

2.8.2.4. Sistema de transmisión.

Transmite la potencia o energía del malacate a la mesa rotatoria en la

mayoría de los taladros de perforación.

2.8.2.4. Bloque corona.

Ensamblaje de poleas situado en el tope de la torre donde se pasa el cable

de perforación en forma alternada, arriba en el mismo y abajo en el bloque

viajero, para que el sistema de levantamiento sea operacional.

2.8.2.5. Bloque viajero.

Arreglo de poleas por donde se pasa el cable de perforación. El mecanismo

permite que el bloque suba y baje suspendido del bloque corona, para manejar la

sarta durante las operaciones de perforación.

2.8.2.6. Gancho.

Herramienta localizada debajo del bloque viajero al que va unido y del

cual van suspendidos la unión giratoria, el cuadrante y la sarta de tubería durante

las operaciones de perforación. Además, sostiene el elevador durante el ascenso y

descenso de la sarta.

2.8.2.7. Elevadores.



Son abrazaderas extremadamente resistentes con unas grapas muy fuertes

que agarran la sarta de perforación en secciones que permitan meterla y sacarla

dentro del hoyo. Están suspendidos por brazos al gancho.

2.8.2.8. Cable de perforación.

Es un cable metálico hecho exteriormente de seis (6) cordones de acero

mejorado, unidos cuidadosamente por rotación. Cada cordón principal contiene

muchos cordones delgados alrededor de un núcleo principal. Su función es de

resistir el peso de la sarta de perforación durante las operaciones de levantamiento

y descenso de la misma, así como el de las tuberías de revestimiento.

2.8.2.9. Cuñas.

Conjunto de piezas flexibles cuyas superficies interiores son curvas y

dentadas. Durante el viaje de la tubería, la sarta de perforación se sostiene

alternativamente por el bloque viajero y las cuñas, las cuales se introducen en la

abertura cónica en el centro de la mesa rotatoria.

2.8.2.10. Llave de potencia.

Permite desenroscar la tubería de perforación en el momento de hacer un

viaje, ejerciendo fuerza sobre la tubería. Igualmente, al meter la sarta de

perforación se invierte el proceso y se procede a enroscar las uniones.

2.8.3. Sistema de Rotación.

Es uno de los componentes operacionales más importantes de un taladro

de perforación rotatoria. Su función principal es de hacer rotar la sarta de

perforación y permitir que la mecha perfore un hoyo desde la superficie hasta la



profundidad programada. Esta localizado en la parte central del sistema de

perforación.

2.8.3.1. Mesa rotatoria.

Se trata de una maquinaria sumamente fuerte y resistente que hace girar el

cuadrante y, a través de este, la sarta de perforación y la mecha. Se distingue

primordialmente por su capacidad de aguantar trabajos fuertes y rendir largos

servicios. Transmite el momento de torsión e imparte el movimiento giratorio a la

sarta por intermedio de un buje de transmisión, retiene las cuñas las cuales le

permiten soportar el peso de la sarta cuando no está sostenida por el gancho y los

elevadores.

2.8.3.2. Unión giratoria.

Es una herramienta única en su especie que cuelga del gancho, pegada

muy de cerca al bloque viajero, conectada a la parte superior de la válvula del

cuadrante. Está ubicada en la parte superior de la sarta y permite que el cuadrante

y la sarta roten libremente durante las operaciones de perforación, además provee

una conexión para que el lodo entre por la manguera a la sarta de perforación

2.8.4. Sistema de Circulación.

El sistema de circulación es otro de los componentes principales del

taladro. Su principal función es de servir de soporte al sistema de rotación en la

perforación de un pozo, proveyendo los equipos, materiales y áreas de trabajo

necesarias para preparar, mantener y revisar el eje principal de la perforación

rotatoria como es el fluido de perforación. El sistema está constituido por las

siguientes partes:

♦ Tanques.



♦ Bombas.

♦ Conexiones superficiales.

♦ Sarta de perforación.

♦ Espacio anular.

♦ Equipos de control de sólidos.

2.8.4.1. Área de preparación.

Es el área donde se prepara, mantiene o se alteran las propiedades del

fluido de acuerdo con los requerimientos del pozo. Está localizada cerca de las

bombas de lodos y está constituida por los siguientes elementos:

♦ Casa de química.

♦ Tanques de lodo.

♦ Mezclador.

♦ Tanque mezclador de química.

♦ Depósitos de química a granel.

♦ Tanque de agua.

♦ Tanque de reserva.

2.8.4.2. Equipos de circulación.

Son los que movilizan el lodo de perforación a través de todo el sistema de

circulación y permiten un mejor recorrido del mismo. Están constituidos por los

siguientes elementos:

♦ Bombas de lodo.

♦ Líneas de descarga y retorno.

♦ Tubo vertical.

♦ Manguera de perforación.

2.8.4.3. Área de acondicionamiento.



Está constituida por una serie de equipos que permiten acondicionar el

lodo, eliminándole los sólidos indeseables que se han incorporado durante la

perforación. Está constituida por los siguientes elementos:

♦ Tanque de asentamiento.

♦ Cernidor o zaranda.

♦ Desarenador.

♦ Separador de sólidos.

♦ Limpiadores de lodos.

♦ centrifugas decantadoras.

♦ Degasificador.

2.8.5. Sistema de Potencia.

El sistema de potencia soporta todas las operaciones de los sistemas de

perforación rotatoria, genera la energía necesaria en el sitio y los transmite a los

diferentes componentes del taladro que necesiten energía para realizar sus

diferentes funciones.

2.8.6. Sistema de Seguridad.

Constituye uno de los componentes principales de un taladro y estáformado por el conjunto impiderreventones, cuya función principal es controlar

mecánicamente una arremetida y evitar que estas se conviertan en un reventón. El

sistema de seguridad está constituido por los equipos que se describen a

continuación.

2.8.6.1 Impiderreventón esférico.



Se ubica en la parte superior del conjunto y normalmente es el primero en

ser activado para cerrar el pozo. Presenta un elemento de empaque de goma

elástica reforzada que se pliega radialmente para formar un sello alrededor de la

sarta de perforación que se encuentre frente a él, no importa cuál sea el diámetro o

forma de la tubería.

2.8.6.2 Impiderreventón de arietes.

El Impiderreventón de arietes, a diferencia del esférico sella únicamente

alrededor de una tubería de cierto diámetro que concuerde con el ariete instalado.

Existen tres tipos de arietes que son:

♦ Arietes de tubería para cerrar el pozo cuando la tubería esta frente al ariete.

♦ Arietes ciegos para cerrar el pozo cuando no hay tubería en el pozo.

♦ Arietes cizallantes para cortar la tubería y cerrar el pozo.

2.8.6.3. Carreto.

Se utiliza como un espaciador entre los impiderreventones. Está provisto

de entradas laterales donde se conecta la línea que va al distribuidor de flujo usado

para controlar la arremetida y la línea de matar por donde se bombea lodo pesado

al pozo

2.8.6.4. Cabezal de revestimiento.

Es un accesorio que se coloca en el tope del revestimiento y sobre el cual

se conecta el conjunto de válvulas de seguridad.

2.8.6.5. Unidad acumuladora.



La unidad acumuladora o de cierre es el centro de control hidráulico y

fuente de energía para operar el sistema impiderreventones y las bombas de

control hidráulico (Figura 2.6). Para cumplir estas funciones, la unidad debe ser

diseñada con suficiente capacidad para asegurar el funcionamiento de los

impiderreventones durante el tiempo requerido y en las condiciones que pueda

presentar el pozo.

Figura 2.6 Unidad acumuladora.(Taladro PTX-5927)

2.8.6.7. Múltiple de estranguladores.

Es un sistema de distribución de flujo constituido por un ensamblaje de

tuberías de alta presión con varias salidas laterales controladas por válvulas

manuales o automáticas (Figura 2.7). Está conectado al conjunto de válvulasimpiderreventones por una línea de alta presión llamada línea de estrangulación.



Figura 2.7 Múltiple de estranguladores. (Taladro PTX-5927)

2.8.6.8. Línea de matar el pozo.

Es una línea que va desde la bomba de lodo al conjunto de válvulas de

seguridad, conectándose a estas últimas en el lado opuesto a la línea de

estrangulación. A través de esta línea se bombea lodo pesado al pozo hasta que la

presión se haya restaurado

2.8.6.9. Taque de viaje.

Son tanques pequeños calibrados que se utilizan normalmente para

mantener el hoyo lleno de lodo durante los viajes y reemplazar el volumen

ocupado por la sarta de perforación que se saca del hoyo. Puede ser de tipo

gravedad o bomba. Ambos deben ser equipados y alineados para fácil limpieza y

descarga de agua.

Marco Teorico

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