1. Crown 39. Mud Return Line 2. Mast 40. Drilling Water Tank3. Catline Boom 41. S.C.R. House 4. Racking Platform 42. Cable Tray5. Drill Line 43. Cable Elevator 6. Traveling Block 44. Engines & Generators 7. Hook 45. Engines & Air Compressors8. Swivel 46. Parts Storage9. Rotary Hose 47. B.O.P. Closing Unit 10. Standpipe 48. Work Shop11. Drawworks 49. Pump Parts Storage 12. Drillers Console 50. Fuel Tank 13. Pipe Setback 51. Junk Bin 14. Drill Floor 52. Personnel Elevator15. Rotary Table 53. Wire Line Stand 16. Substructure 54. Stairway w/Pipe Ramp17. Bow Out Preventer Stack 55. Catwalks18. Dog House 56. Drill Pipe19. Choke Manifold 57. Pipe Rack20. Gas Flare 58. Auxiliary Brake21. Mud Gas Separator22. Shale Shaker23. Degasser24. Desander25. Mud Cleaner 26. Mud Guns (Bottom Type)27. Mud Agitators28. Mud Tanks (3)29. Mud Sack Storage 30. Mud Mixing Hopper31. Mud Mixing Pumps32. Mud Pumps (2)33. Pulsation Dampeners34. Shock Hoses35. Mud Discharge Lines36. Brake Water Tank37. Mud Lab38. Trip Tank

FUNDAMENTOS DE LA PERFORACION ROTATORIACAPITULO 1

LA EVALUCION DEL SISTEMA HIDRAULICO DE PERFORACION ROTATORIA

Este sistema se derivó de los procedimientos de extracción de testigos. Las primeras aplicaciones de los sistemas de perforación rotatoria en la localización de petróleo fueron desarrolladas principalmente en Texas, a fines del siglo XIX, pero alcanzaron su mayor impulso luego que se los empleo en la perforación del pozo Lucas en Spindleton, EE. UU., en 1901.

Este famoso pozo marca el inicio de la industria petrolera tal como la conocemos ahora. También significó un gran paso en el desarrollo de la perforación rotatoria, que ahora está experimentando un mejoramiento continuo tanto en el equipo como en las técnicas.

Los principios básicos de este sistema son muy similares a los de otros métodos de excavación de pozos, o sea fraccionar la tierra o la roca y sacar las partículas fuera del pozo. Sin embargo, los métodos o la técnica empleados varían con cada sistema.

La broca mediante un empuje descendente excava por rotación antes que por vaivén (movimiento reciproco). Algunos tipos de brocas también producen fuerzas percusivas que son bastantes útiles.

Los ripios o escombros resultantes son sacados de debajo de la broca y extraídos fuera del pozo por la acción de una corriente continua del fluido del perforación y no como sucede en el sistema de herramientas de cable, mediante una remoción intermitente.

Un equipo rotatorio empleado para perforar el pozo Lucas en 1901, estaba compuesto de una pequeña caldera tipo locomotora y de una máquina de vapor de un solo cilindro conectada por transmisión a cadena con el eje intermedio de un malacate de dos ejes, de una sola velocidad y de un solo freno. El tambor de la grúa o cabria, con una sola rueda catalina dotada de embrague de mordaza, era accionada por la cadena del eje intermedio.

Una transmisión de cadena conectaba a la mesa rotatoria con el eje intermedio y la rueda catalina en el eje de piñón de la rotatoria. El sistema de circulación de fluido utilizaba una banda convencional dúplex de vapor diseñada para uso industrial general y capaz de bombear 150 gpm, entre 175 y 200 lbs/pulg 2 con una presión de vapor de entre 75 y 100 lbs/pulg2 . La unión giratoria tenía un cojinete de empuje a bolas descubierto para soportar el peso de la sarta sobre la barrena. Abajo estaba la conexión de envió del fluido rotatorio.

La sarta de perforación del pozo Lucas consistía en tuberías ordinarias soldadas al solape y de acoplamientos, teniendo además un tramo largo de tuberías “ extra fuertes “ o “ doble extra fuerte “ situado en parte superior de la sarta que servía como Kelly o vástago de transmisión, el cual podía soportar el efecto ranurador de los rodillos del anillo de sujeción. Se utilizaban exclusivamente brocas rotatorias cola de pescado en la perforación de las formaciones de arcilla obscura y de arena suave que se encontraban.

La mesa rotatoria tenia transmisión abierta de engranajes bicelados y un anillo de sujeción que giraba alrededor del Kelly a medida que este descendía a través de la mesa mientras avanzaba la perforación era lodo natural derivado de las formaciones de arcilla y arena que se iban perforando.

Tienen un mérito especial los hombres que realizaban esta operación, puesto que llegaron a perforar hasta cerca de 1000 pies con este equipo tan primitivo. El pozo Lucas no solo que significó el comienzo de un eficaz sistema de perforación que colocó al petróleo en el primer lugar entre las fuentes energéticas.

Consideremos seguidamente los adelantos más desatacados ocurridos en el equipo y en la técnica de perforación rotatoria durante lo que va transcurriendo del siglo.

La mesa rotatoria con anillos de sujeción que impulsaban al Kelly redondo, tales como los empleados en el pozo Lucas, habían ganado preferencia sobre otro sistema que empleaban postes y abrazaderas para hacer girar la sarta de perforación. Sin embargo estos dos sistemas fueron desarrollados simultáneamente a fines de la década de 1830.

El siguiente adelanto fue un Kelly acanalado empleado con anillos de sujeción (1914) aunque estos últimos pronto fueron sustituidos por bujes de transmisión del Kelly. El empleo de un Kelly cuadrado con sus bujes de transmisión correspondientes parece haber sido desarrollado en California alrededor de 1915, habiendo ganado amplia aceptación a principios de la siguiente década. Aparte del desarrollo de los bujes de transmisión tipo rodillo y de los Kellys hexagonales, no se ha introducido hasta ahora otro cambio importante en estos componentes.

La mesa o máquina rotatoria también fue mejorada en forma continua. El embrague rotatorio fue movido desde el eje de piñón hasta el eje intermedio del malacate a principios de la década de 1920, introduciéndose poco después el piñón de cojinete de rodillos con la rueda catalina impulsora situada hacia afuera.

Las mesas rotatorias completamente cerradas y de baño de aceite se volvieron de uso general en la década de 1930.

Hasta fines de la década de 1960, la mesa rotatoria más grande en uso pesaba unas 10000 lbs. Y tenía una abertura redonda de 27 1/2 pulgs., mientras que la mesa empleada para perforar el pozo Lucas pesaba unas 2000 lbs. Y tenia una abertura redonda de talvés 14 pulgs,. En los años 70, para satisfacer las necesidades de las operaciones offshore, se desarrollaron rotatorias de 37 1/2 pulgs., y un peso aproximado de 13000 lbs., para permitir el paso de una tubería conductora de 36 pulgs., Actualmente se han colocado en el mercado y se han vuelto populares las máquinas rotatorias de 49 1/2. de abertura y de 25000 lbs. de peso.

Las juntas de tuberías sustituyeron a los acoplamientos ordinarios entre 1910- 1912, y la tubería sin costura reemplazó a la tubería soldada al solape a principios de la década de 1920. La primera tubería sin costura tenía solo un muy ligero recalcamiento interno pero pocos años después este recalcamiento de los siguientes 10 a 15 años.

Por otra parte, el aumento en las profundidades perforadas requirió de mejoras en la metalurgia. Todavía continúa la batalla entre pozos más profundos y el desarrollo de sarta de perforación fuerte y durable. Actualmente las aleaciones de acero se emplean extensamente en los componentes de la sarta de perforación.Durante la época de la torre y máquinas de perforación impulsadas a vapor, el criterio parecía ser “cuanto más grande, mejor”.

El equipo rotatorio utilizado en el pozo Lucas (1910) tenía solo una caldera, tal como aquellas empleadas en los equipos de herramienta de cable, de una potencia situada talvés entre los 35 y 40 HP, de una presión operacional de 75 lbs/pulgs2. Se sabe que la máquina de vapor tenía un solo cilindro de 9 pulgs. De diámetro interior y de 12 pulgs de carrera. El equipo de izamiento y la mesa rotatoria estaban diseñadas también para trabajo liviano.

Entre 1915 y 1916 se diseñaron combinaciones de equipos a vapor para trabajo pesado en California. Tales equipos de perforación empleaban dos calderas de 40 HP.; una máquina de vapor de 14 pulgs. Por 14 pulgs., de un solo cilindro y válvula de corredera; un malacate de doble freno y dos velocidades; y una bomba dúplex de lodos de 12 x 6 ¾ x 14 pulgs.

La mesa rotatoria de 23 pulgs. Era accionada a cadena con embrague de mordaza en el eje del piñón y embragues de bisel abierto. Se preferían en la mayoría de los casos Kellys cuadrados con los correspondientes bujes de transmisión por anillo de sujeción.

La broca corta- roca a rodillos fue inventada por Hughes en 1908 pero no se volvió de uso general hasta 1915 y entonces solo hasta un grado limitado en rocas duras. Sin embargo, con las sucesivas mejoras en el diseño de los dientes y del cojinete, esta broca alcanzó predominio en todo el mundo.

El empleo de torres de acero aumentó a principios de los, años 20 en 1as aéreas carentes de buena madera de construcción. Las torres de madera se utilizaron en California talvés hasta fecha más reciente que en ningún otro lugar de EE.UU. El p r i m e r mástil de 87 pies de alto fue fabricado en 1938 en Tulsa, Okla.

Estos mástiles fueron agrandados con el paso del tiempo hasta que predominaron en casi todo el mercado costa adentro hacia mediados de la década de 1950.

Los equipos de perforación accionadas a vapor en las décadas de 1920 y 1930.

Las máquinas de vapor de doble cilindro aparecieron en 1918 y requerían por lo menos de dos calderas. Estas máquinas fueron mejoradas posteriormente con el uso de válvulas de pistón y cojinetes de rodillos.

El tamaño fue aumentado a 14 x 14 pulgs. y se las diseñó para pres iones ,de vapor de más de 350 lbs/pulg2.. Estos grandes equipos de perforación empleaban generalmente cuatro calderas de 125 HP. cada una. Simultáneamente fueron agrandadas las bombas a vapor para lodo. De modo especial el tamaño de: 14 x 7 1/4 x 18 gpm. , se volvió de uso general fines de los años 20. A principios de la década siguiente aparecieron bombas de 15 x 7 3/4 x 20 pulgs.

Durante este periodo también aumentaron el tamaño del malacate accionado a vapor. El malacate de 3 velocidades, 3 postes y 2 ejes se volvió popular en los años 20. El diámetro de 6 o 7 pulgs., frente a las 5 pulgs. en las cabrias de 2 velocidades y a las 3 1/2 pulgs. de los malacates más antiguos.

Posteriormente, los malacates a vapor con ejes de tambor de 9 y 10 1/2 pulgs. eran instalados en un patín y en algunos casos, constituían unidades de baño de aceite completamente encerradas.

El primer malacate integrado e instalado sobre patín ( 1932) no era más que una transformación de los viejos equipos de poste hecha en un taller de campo. La época del vapor, en lo que concierne a nuevos adelantos, terminó en la década del 30, aunque los equipos a vapor continuaron predominando en las perforaciones profundas del área del Golfo de México hasta bien entrada la década de 1940. En esta área, habría abundancia de agua para las calderas y el combustible era relativamente barato.

La década del 30 marcó el alejamiento de los equipos de perforación a vapor. En Texas Occidental y en otras regiones áridas no había agua para las calderas y a veces también escaseaba el combustible. En estas regiones se cambió con éxito el vapor por los motores de combustión interna para las operaciones de herramientas

de cable. La conversión se realizó sustituyendo la máquina a vapor por el motor a gasolina o / a diesel con un embrague de inversión en marcha. Por lo tanto resultó muy natural que los primeros equipos rotatorios motorizados sufrieran una conversión similar. Las bombas de lodo motorizadas ya habían sido adaptadas para transmisión eléctrica.

En cuanto al malacate, dos o más motores compuestos, que operaban a través de un embrague de inversión para trabajo pesado, sirvieron de sustitutos razonables al motor a vapor.

A principios de los años 30, se diseñaron y fabricaron equipos de perforación de poca potencia para pozos someros. A fines de dicha década, varias compañías independientes, incluyendo fabricantes de equipos para servicio del pozo, iniciaron el desarrollo de equipos de perforación consolidados. En los años siguientes se realizaron rápidos progresos tanto en los equipos consolidados como en los motores que los accionaban. Se mejoraron las bombas de lodos motorizados y otros componentes tales como mástiles, polipastos, uniones giratorias, ganchos,etc.. Alrededor de los años 1950 la capacidad de los equipos de perforación accionados por motor de combustión interna se igualó a la de los equipos convencionales accionados a vapor.

La evolución del equipo auxiliar también realizó progresos importantes. La broca de rodillos para roca sufrió un mejoramiento continuo e indudablemente se halla entre los adelantos más importantes del sistema de peroración rotatoria.

Los instrumentos de perforación, empezando con los indicadores de peso, que se introdujeron en la década de 1920, eliminaron gran parte de la incertidumbre en lasmediciones que había predominado hasta entonces. En la misma época se introdujeron manómetros confiables para las bombas de lodo. En la década aludida también aparecieron el gancho Wigle de resorte, las tenazas Wilson , los elevadores de aldaba central y las cuñas para tubería; todo lo cual contribuyó considerablemente, a facilitar la labor y mejorar las condiciones de seguridad de las operaciones de perforación.

El f r eno hidromático introducido a principios de los años 30 ha contribuido a resolver el problema del desgaste del freno en la perforación a grandes, profundidades. Los preventores de reventones tipo ariete empezaron a usarse en los años 20y se han vuelto indispensables desde entonces.

CAPITULO 2

H E R R A M I E N T A S D E L H O Y O D E L P O Z O

B R O C A SLa broca situada en el extremo de la sarta de tubería constituye una herramienta indispensable. Sin ellas serian inútiles todos los demás elementos del equipo de perforación rotatoria. Se han empleado brocas de muchos diseños en esta perforación, aunque todas requieren un empuje descendente además de un movimiento giratorio con el fin de hacer un hoyo. La máquina rotatoria es similar a una prensa perforadora de gran tamaño.

La antecesora de todas las brocas para perforación rotatoria es la cola de pescado, cuyo nombre se debe a que la hoja cortante se parece a la cola de un pez. Estas brocas cavan a través del suelo y no sirven para formaciones duras. La Fig. 2-1 muestra brocas primitivas típicas. La salida del lodo de perforación se halla cerca del manqo de la broca, quedando un considerable tramo de la hoja por debajo.

Después de un cierto tiempo de uso, la hoja se volvía roma, por lo que tenía que ser afilada. Esta operación generalmente se realizaba en el sitio de la perforación, utilizando forja, yunque y la mano de obra disponible. La larga hoja de la broca contenía suficiente acero para muchas afiladuras. Posteriormente la salida para el lodo fue desplazada más abajo tal como lo muestra la

F ig . 2 -3 . Four way Drag

B i t

Fig. 2-2, notándose resultados mejorados. El afilado de estas hojas se hacía primero aumentando

su espesor y luego efectuar el recrecimiento de los bordes cortantes.Las brocas cola de pescado se llamaban inicialmente brocas de arrastre. Entre ellas habían las brocas de punta de diamante empleadas para desviar la perforación de herramientas rotas caídas en el fondo del pozo, y las brocas de fondo cincelado, usadas para perforar con cable a través de estructuras duras y delgadas. Las brocas de arrastre de 4 hojas (Fig. 2-3) continuando siendo populares durante muchos años, especialmente después que se utilizaron las boquillas de chorro. Las brocas de arrastre de 4 vías son reacondicionadas aplicando metal reforzado a la estructura cortante.

Las brocas de diamante ( Fig. 2-4) de uso corriente son realmente brocas de arrastre, solo que están diseñadas expresamente para las formaciones más duras que sea probable encontrar. Una broca de diamante modificada, que combine el diseño básico de una broca de arrastre de 4 vias con superficies de desgaste recubiertas de diamantes, resulta útil para perforar formaciones de dureza mediana a suave. Esta broca es más barata que la broca convencional de diamante debido a que se emplean menos kilates

F ig . 2 -4 .D iamond b i tF ig . 2 -4b . D iamond b i t

En 1909 Hughes desarrollo una broca cortadora rodante de 2 conos (Fig. 2-5) que resultó eficaz en las formaciones de roca dura, consecuentemente se la llamo broca para roca. Este modelo inicial no poseía dientes que engranaban entre si (auto-limpiantes) por lo cual servía con arcillas o areniscas que se acumulaban en los conos paralizándolos o formando pelotillas entre ellos. Las brocas cruzadas rodantes aparecieron después, aunque las brocas para roca no tuvieron éxito comercial durante muchos años y parecían tener una aplicación bastante limitada.

A fines de la década de 1910 Hughes presentó su famosa broca simplex de 2 conos ( Fig. 2-6) con un cuerpo largo y hendido provisto de escariadores laterales y de cojinetes lubricados tipo muñón. Estas brocas podían ser reacondicionadas en el mismo sitio del trabajo, sustituyendo los conos y los escariadores cuando era necesario. A principios de los años 20 la broca fue mejorada con la alternativa de conos opcionales autolimpiables provistos de largos dientes interengranables. Este diseño demostró ser eficaz en la perforación de lutitas y de formaciones blandas. En esa misma época se mejoró la broca cruzada rodante Reed y las brocas de arrastre tuvieron una verdadera competencia por primera vez.A principios de los años 30 tanto Reed como Hughes volvieron a las brocas cortas modelos sport que fueron unitizadas o integradas dándoles cuerpos mucho más pequeños y que se entregaban como una unidad. La broca Hughes tenía un cojinete de rodillo tricónico mientras que la Reed retuvo la disposición de rodillos en cruz.

En cuanto expiró el plazo de algunas patentes básicas de Hughes, todas las brocas rodantes para roca se volvieron similares. Ellas eran un conjunto de cojinete tricónico de rodillos con dientes de una gran diversidad de estructuras, incluyendo tanto los fresados como los insertos de carburo de tugsteno. A fines de los años 50 se aplicaron boquillas de chorro a las brocas para roca, incluso en aquellas

provistas de los insertos antedichos. El mayor costo de las brocas de chorro era justificado en la perforación profunda debido a que la limpieza del fondo del pozo podía ser hecha con una menor circulación de fluido de perforación y con una menor pérdida por fricción en la sarta de perforación.

La sustitución de la masa del fluido por la velocidad del mismo resultó eficaz para limpiar los ripios de debajo de la broca. A grandes profundidades, si se requiere solo tubería de pequeño diámetro, es absurdo tratar de hacer circular grandes volúmenes de fluido. El equipo de superficie (bomba y máquina impulsora) pronto sufrirla una considerable sobrecarga.

El mejoramiento más reciente de las brocas para roca son los cojinetes lubricados, especialmente aquellos tipo muñón. Sin embargo, ya en los años 20 Hughes había producido la broca simplex con cojinetes lubricados tipo muñón.

La parte restante de esta sección será dedicada exclusivamente a las brocas tricónicas para roca, puesto que de este tipo son la mayoría de las brocas actualmente en uso. Sin embargo, antes de proseguir, es necesario decir algo sobre ciertas brocas especiales que han hecho una contribución significativa a este campo.

En la categoría de las brocas de arrastre, las brocas de cola de pescado son hojas de aleación de acero baratas de reemplazar ( Fig. 2-7) facilitaron un empleo más eficaz del material revestidor y volvieron más rápido el reacondicionamiento de la broca junto al poza. EL costo de la broca bajó puesto que solo la hoja se gastaba. Otra solución a este problema fueron las hojas sustituibles, soldadas de aleación de acero, utilizadas con cuerpo de acero fundido ( Fig. 2-8), disponibles en modelos de 2,3 y 4 hojas.

La broca disco Guiberson ( Fig. 2-9) fue ampliamente utilizada en Texas durante los primeros años de la década del 30. Hughes ofreció una broca de construcción similar (Fig. 2-10), con la diferencia que se usaba 2 discos en vez de 4, cada uno de ellos con dientes en la circunferencia exterior.

La broca diferencial Grant (Fig. 2-11) utiliza una rueda cortadora única instalada a 15 grados de la vertical. Los pequeños discos cortante del borde de la rueda pueden dar vuelta libremente a medida que gira todo el conjunto. Se la usa principalmente como abre hoyos.

La broca Zublin (Fig. 2-12) que a veces se la llama broca Simplex, y que es comercializada por Grant Oil Tools, merece una mención especial. El diseño de e l l a es especial en el sentido en que la cabeza cortante única es instalada en ángulo y se sostiene en su eje sobre las bolas de un cojinete, de modo muy similar a las brocas cónicas. Se las puede llamar broca de un solo cono.

Hay disponibles 4 tipos distintos de cabezas cortantes para usos especializados tales como el sacar tubería de revestimiento que se haya desplomado, perforar y romper gula — sondas, perforar areniscas duras, perforar formaciones blandas y escariar hoyos auxiliares anexos al pozo. Las brocas Zublin fueron empleadas primeramente en California y en campos petroleros extranjeros.

La broca cónica, rodante para, roca se a vuelto el tipo más común, siendo utilizada en todo el mundo. La construcción empleada por los distintos fabricantes de ella es similar en muchos aspectos.

La Fig. 2-15 muestra una vista en corte de una broca con conos de cojinete de rodillos. En las figuras 2-14a y 2-14b se da la estructura geométrica de la broca tricónica. LA fig. 2-15 contienes la terminología empleada en referencia a los elementos componentes de la broca tricónica. Las fig. 2-16 a 2-50 muestran muchos tipos de brocas cónicas de rodillos.

Los dientes largos y ampliamente espaciados son más eficaces en las formaciones blandas, mientras que los dientes apretadamente espaciados son mejores para las formaciones duras. La broca para sílex, con insertos de carburo de tungsteno, es la única palabra al respecto, aunque su elevado costo no siempre justifica su empleo.

La fig. 2-13, que contienes la vista transversal de una broca bicónica convencional, ilustra la relación de los diversos elementos dentro del diseño de la broca cónica. El tipo bicónico se emplea para mostrar la relación de todas las partes dentro de un solo plano. Lo que vamos a decir sobre las diversas partes de este diseño y sus correspondientes relaciones también es válido para el tipo tricónico.

Obsérvese en la Fig. 2-13 que las cabezas cortadoras, o conos, están instalas sobre pasadores de cojinetes que forman parte integrante del cuerpo de la broca. Esto proporciona resistencia suficiente para soportar las cargas impuestas a las brocas por la perforación actual. Las cargas radiales son soportadas por el cojinete de rodillos situado cerca de la base cortadora y por un cojinete sencillo cerca de la nariz.

El cojinete de bolas retiene al cabezal cortador sobre el pasador y absorbe todas las cargas de empuje interior. La capacidad principal para soportar el empuje hacia afuera se consigue mediante un cojinete sencillo de empuje situado en la carga interna del anillo para rodadura de las bolas y en el extremo interior del pasador del cojinete.

Este diseño de cojinete de 5 elementos es típico para la mayoría de tipos de brocas tricónicas en tamaños comprendidos entre 4 3/4 y 12 1/4 pulgs. Una tendencia

reciente en el diseco de cojinetes de bolas por un cojinete sencillo o de muñón como elementoprincipal para soportar cargas radiales. En las brocas más grandes, el mayor espacio disponible permite el empleo de 2 o más cojinetes de rodillos que proporcionan capacidad incrementada. Debido a l a s limitaciones de-espacio en las brocas de ; menos de 4 3 /4 pulgs., se utiliza un cojinete de bolas en combinación con un cojinete sencillo exterior e interior.

Con el fin de determinar el contorno del cono, es necesario tomar una decisión sobre el ángulo correcto del pasador. Este es el ángulo comprendido entre la línea central del pasador y el cono, y el plano hori zonta l (Fig.2 -14a). Este ángulo del pasadordetermina el contorno e x terior de l o s 3 conos puesto que cada uno de ellos está diseñado para llenar completamente todo el espacio asignado. La elección de este ángulo se efectúa después de prestar consideración especial a la profundidad deseada del inter ajuste, a la profundidad de los dientes, a la longitud y ángulo de la superficie del talón, superficie de contacto y longitud del calibre, diámetro del cono , espesor del revestimiento del cono espacio disponible para los cojinetes y resistencia de la pata de la broca.

Todos e s to s elementos deben ser sopesados con el fin de lograr la mejor combinac ión para la perforación.

Uno de tales elementos es la profundidad del inter – ajuste, el cuál es la distancia que las puntas de los dientes de un punto se extienden hacia el interior de las muescas del cono adyacente.El inter – ajuste proporciona las 4 ventajas siguientes:1.- Provee espacio para un mayor contorno del cono, con lo cual se tienes más espacio para la profundidad de los dientes, el espesor del revestimiento del cono y el tamaño del cojinete.2.- Permite la limpieza mecánica de la muesca a medida que giran las cabezas cortadoras; esto ayuda al fluido de perforación a mantener limpia la broca.

3.- Controla la parte de la actividad que tiene lugar en el fondo, puesto que los conos no pueden girar en el fondo del pozo si no hay deslizamiento. Si una cabeza cortadora tiene una superficie cónica única, con su cúspide en el centro de rotación de la broca, no engranará con el cono adyacente y girará en el fondo del pozo sin efectuar ningún trabajo de desgaste de la formación. Mientras mayor sea el engrane o inter – ajuste mayor será la transmisión de la fuerza y el trabajo útil realizado.

4.- Proporciona espacio para extender un cono hacia el centro de la broca a fin de resistir la acción de extracción de testigos.

También son factores importantes la longitud y el ángulo cónico en los dientes del talón. El cambio del ángulo cónico en los dientes del talón los saca del inter – ajuste y permite una mayor selección de los dientes que trabajan cerca de la pared del hoyo.

La diferencia entre el ángulo cónico de la superficie del talón y de la superficie de la fila interior es otro de los factores que controla la transmisión o la actividad del fondo del pozo.

La superficie cónica del talón desearía rodar alrededor de un centro en su cúspide teórica; lo mismo sucede con la superficie interior de la fila. Es evidente que el cono no puede realizar ambos movimientos, por lo que debe haber alguna pérdida de la fuerza transmitida (Fig. 2-14a).

La longitud de la superficie del calibre debe ser diseñada de modo que haya área suficiente para impedir que los conos se desgasten por debajo. La longitud de dicha superficie está limitada no solo por el diámetro del cono sino también por el diámetro del cojinete que hay en el cono.

Cuando se necesite actividad adicional en el fondo del hoyo, un método se proveerla consiste en descentrar los conos torciendo sus líneas medias para evitar la intersección en un punto común del eje de la broca (Fig. 2-14). El descentramiento del cono incrementa la velocidad de la perforación en la mayoría de las formaciones debido a la actividad raspadora adicional que proporciona a los dientes del cono. Sin embargo, la cantidad del descentramiento deseado depende del tipo de perforación que se está perforando, ya que esta actividad de raspado produce un mayor desgaste de la broca en las formaciones abrasivas.

Las muescas de los conos forman los lados interiores y exteriores de los dientes y determinan la longitud de la punta de estos últimos. Las partes planas situadas entre las muescas son ranuradas para formar filas circulares de dientes cincelados. Es conveniente hacer las longitudes de estas puntas lo suficiente cortas para garantizar una fácil penetración de la formación, aunque suficientemente largas para proporcionar resistencia contra la rotura.

Los dientes de los conos deben tener un ángulo suficientemente, de modo que les proporcione un robustez adecuada para resistir la rotura aunque tal ángulo tampoco debe ser más grande que lo necesario. Además, si estos dientes se hacen demasiado gruesos, no tendrán la capacidad de penetrar satisfactoriamente en la formación.

Las primeras brocas para sílex no podían perforar formaciones blandas a una velocidad aceptable, aunque los adelantos más recientes en los insertos dentados han resuelto este defecto

Prácticamente todos los tipos y tamaños de brocas de conos rodantes van provistos ahora de cojinetes sellados de rodillos lubricadores y algunos poseen cojinetes sellados de muñón lubricadores.

El empleo de brocas de diamante para perforar pozos petroleros se ha convertido en una práctica aceptada. A pesar de su costo inicial más alto, resultan competitivas con las brocas cónicas de rodillo cuando los costos de operación son muy altos, cuando la perforación es profunda, cuando las formaciones son abrasivas o cuando el diámetro del hoyo es pequeño. Los fabricantes pueden suministrar ahora brocas de diamante en diversos tipos y tamaños para perforar formaciones duras, medianas y blandas. Las figuras 2-51 a 2-54 muestran las brocas actualmente en uso.

ESCARIADORES

En los primeros años de la perforación rotatoria se experimentaron muchas dificultades en mantener el pozo redondo.

Para resolver este problema se usaban a veces brocas cola de pescado de una longitud extralarga. Todas las primeras broca corte – roca de rodillos contenían 2 o más escariadores laterales de rodillo sobre el cuerpo de la broca, a un pie o más por encima del fondo. Con el advenimiento de las brocas corta – roca de un cuerpo más corto, empezaron a usarse los escariadores de sarta.

De los cuales consistían en 3 escariadores de rodillos, espaciados 120 grados entre sí, y colocados alrededor del cuerpo de la broca; en otros casos solo se usaba dos juegos de rodillos.

Cuando los escariadores de sarta son usados precisamente encima de la broca, cumplen una doble función: primero permiten obtener un hoyo redondo de calibre completo y segundo estabilizan a la broca y mejoran su eficacia. Uno o más escariadores tipo rodillo empleados en la tubería pesante, a 30, 60 ó 90 pies por encima de la broca, tienden a limitar la deformación de la sarta de perforación y a evitar que se produzcan patas de perro.

La Fig. 2-55 ilustra los tipos comunes de escariadores de rodillo. Las Figs. 2-56 y 2-57 muestran algunos tipos de escariadores endurecidos o estabilizadores que se usan corrientemente para evitar

la deformación de la tubería pesante, técnica que ha sido desarrollada hasta un alto grado de eficiencia.

APARATOS DE PERCUSIÓN ROTATORIA

Los golpes percusivos son muy eficaces para fracturar rocas. El taladro común neumático para roca ha enfrentado y vencido a toda la competencia por lo menos durante un siglo, en la perforación de pozos de roca relativamente someros y de pequeño diámetro. Se halla limitado en las aplicaciones profundas y principalmente debido a su capacidad para eliminar los ripios.

Las herramientas percusoras de varilla sólida, conocidas como los sistemas canadiense y galaciano, fueron empleadas bastante ampliamente para la perforación de pozos petroleros en Rusia durante el siglo pasado y a principios del presente. Las varillas permiten dar golpes percusivos de alta frecuencia en el interior del pozo.

La adaptación y/o modificación estadounidense de este sistema consiste en varillas huecas y un sistema de circulación. Las varillas son sometidas a movimiento oscilante de alta frecuencia producido por maquinaria de la superficie, mientras que los ripios son eliminados mediante circulación continua del fluido.

Las brocas usadas no son diferentes de las brocas estrella empleadas en la perforación de roca. El sistema circulatorio de varilla hueca ha sido mejorado a lo largo de los años y todavía sigue usándose en algunas áreas de EE.UU. para la perforación de pozos de agua.

El éxito de los métodos de perforación percusiva de alta frecuencia en pozos someros a fomentado la investigación y al experimentación con aparatos percusores que pueden ser usados con el sistema rotatorio para aumentar el efecto perforado de la broca rodante. Los dispositivos que hasta ahora parecen prometedores utilizan el antiguo principio del taladro para roca consiste en un martillo de movimiento oscilante que golpea a un yunque al que ha sido fijado una broca rotatoria. Los martillos impulsados por lodo, una vez que sean perfeccionados, ofrecerán la aplicación más amplia posible. Sin embargo, hasta entonces, los problemas a resolver parecen numerosos.

En la perforación neumática los problemas son algo más sencillos como consecuencia de lo cual, el martillo neumático percutor ha permitido un incremento fenomenal en las tasas de penetración.

Siempre que se utilice la perforación neumática de preferencia sobre la perforación de lodo, el martillo perforador (Fig. 2-58) probablemente incremente tanto la tasa de penetración como los pies perforados por la broca. Prosiguen los esfuerzos para adaptar esta herramienta y otras similares a la operación impulsada por lodo.

AMORTIGUADORES DEL INTERIOR DEL POZO

Las vibraciones de alta frecuencia que un martillo aplica a la broca son muy deseables; en cambio, las vibraciones naturales desarrolladas por la broca pueden ser destructivas para las conexiones de la tubería pesante. Esto es especialmente válido en la perforación de formaciones de roca dura donde la actividad de la broca rodante produce golpes percusivos que contribuyen a mejorar la tasa de perforación.

Evidente que un amortiguador de actuación libre, situado entre la broca y la tubería pesante, podría cumplir la doble función de dejar que la broca vibre en forma natural mientras protege simultáneamente a la tubería pesante de los daños causados por la vibración, la Fig. 2-59 ilustra un dispositivo de este tipo que ha demostrado ser eficaz en muchas áreas. Esta figura también muestra una junta auxiliar amortiguadora apropiada para altas temperaturas, cuyo elemento absorbedor de choques consiste en un resorte de acero inoxidable. La Fig. 2-60 ilustra una junta amortiguadora en la cual el elemento o absorbedor de golpes está compuesto por una malla de acero inoxidable. La Fig. 2-61 muestra un amortiguador cuyo elemento absorbedor de golpes consiste en grupos de arandelas tipo Belleville.

FIGURA 2-15

La básica configuración geométrica exterior de las brocas de dientes de acero es la misma. Lad diferencias en la distribución de los dientes, y en la longitud y ángulo de estos en cada tipo de broca permite la actividad más eficaz en el fondo del pozo para la formación específica a ser perforada.

Para las formaciones más blandas los dientes en forma de cincel y salientes, proporcionan un efecto de torsión, de desgarramiento y de ranuración que permite una penetración rápida. Para las formaciones más duras, los dientes son más cortos y más fuertes a fin de que soporten las cargas necesarias para una penetración eficaz.

La acción de los conos con respecto a la rotación de la broca se cambian del raspado y la ranuración al estillado (o desconchado) y a la trituración de las brocas diseñadas para las formaciones más duras.

Chorros a presión dirigidos científicamente, combinados con boquillas del tamaño correcto, limpian los conos de la broca y permiten una eliminación eficiente de los ripios del fondo del pozo.

Las filas de dientes de la parte interior de cada cono engranan con las muescas de los conos adyacentes. Esto proporciona una positiva acción autolimpiadora y permite el máximo uso del espacio disponible tanto para los dientes como para los cojinetes.

FIGURA 2-16

Corte mecánico de la broca Hughes de cojinete con muñón. Estos cojinetes tienen similar duración que las estructuras cortantes al carburo y no poseen piezas insertadas que puedan desplomarse.

Las superficies del área de presión (en donde el pasador del cojinete de muñón queda frente al interior del cono) son revestidas con carburo.

Estas superficies son sumamente duras y no se fracturan aún con un impacto fuerte. El núcleo grueso de acero no carburizado que está debajo soporta la caja carburizada y actual como absorvedor de los fuertes golpes de la perforación.

Las superficies acoplabes del cojinete, en las brocas Hughes, están revestidas con metales especiales que dan mayor resistencia al desgaste y protección contra el rose.

Esta combinación de diferentes metales, además de las tolerancias estructurales y el sistema lubricador sellado Hughes, sirven para minimizar la fricción, el calor y el esfuerzo torsional.

Los sellos – anillos “O” patentados por Hughes, impiden que le fluido de perforación entre en el cojinete de muñón y retiene una grasa especial en el cojinete.

Las válvulas de alivio de la presión patentados reducen automáticamente el exceso de presión que se acumule en el interior de los cojinetes, una característica que protege a los anillos “O” y al sistema compesador contra posibles daños debidos a un desequilibrio de la presión.

FIGURA 2-17 BROCA HUGHES J-22 PARA FORMACIONES BLANDAS

Formaciones.- Blandas y de baja resistencia a la compresión (lutitas, arcillas, lechos rojos, sales, caliza blanda, arenas).

Estructura Cortante.- Piezas compactas Hugheset de gran diámetro y de carburo al tugnsteno con crestas cinceladas, relativamente afiladas, dotados de proyecciones y ángulos de engrane máximos.

Protección del Calibrador.- Cantidad máxima de piezas compactas de extremos planos y de carburo al tugnsteno, instaladas en las superficies del calibrador del cono para retardar el desgate del calibre. Endurecimiento Hughes – X en la coleta de los cabezales.

Acción Perforadora.- Penetración rápida lograda por una actividad ranuradora y raspadora debida a una gran saliente de cono y a un amplio espaciamiento de las piezas compactas Hugheset de forma de cincel.

Peso Normal en la Perforación.- 3000 a 4000 lbs/pulg. Sobre el diámetro de la broca.

Velocidad Rotativa Normal.- 100 a 35 RPM. (una menor RPM. Con un mayor peso).

Cojinetes.- Cojinetes Hughes de muñón con revestimiento de la planta en el cono y revestimiento de aleación dura en el pasador .

Lubricantes especiales en un sistema patentado compensador de presión de anillo “O” sellado.

FIGURA 2-18 BROCA HUGHES J-33 PARA FORMACIONES MEDIO BLANDAS.

Formaciones.- Medio blandas, de baja resistrencia con vetas más duras y abrasivas.

Estructura Cortante.- Piezas compactas Hugheset de gran diámetro y de carburo de tugnsteno con crestas en forma de cincel. Una menor proyección y engrane de las piezas compactas que en la broca J-22. La acción cortante es similar a la broca Hugnes X1G de dientes de acero.

Protección del Calibre.- Cantidad máxima de compactos de extremidad plana y de acrburo al tugnsteno instalados en las superficies del calibre del cono para retardar el desgaste de aquel. Endurecimiento Hughes – X en la coleta de los cabezales.

Acción Perforadora.- Consiste principalmente en una actividad renuradora y raspadora con trituraciñon y debastado moderado. Las piezas compactas ligeramente más cortas que en la J-22 proporcionan una durabilidad incrementada en las formaciones algo más duras.

Peso Normal de Perforación.- 3500 a 5000 lbs/pulg. sobre el diámetro de la broca.

Velocidad Normal de Rotación.- 60 a 35 RPM. (menor RPM con mayor peso).

Cojinetes.- Cojinetes Hughes de muñón con revestimiento de planta en el cono y de aleación dura en el pasador. Lubricantes especiales en un sistema patentado de compensación de presión y de anillo “O” sellado.

FIGURA 2-19 BROCA HUGHES J-44 PARA FORMACIONES MEDIO DURAS

Formaciones.- De dureza media con elevada resistencia a la compresión, especialmente aquellas que contienen muchas vetas gruesas y duras (calizas, areniscas, dolomitas, y lutitas duras).

Estructura Cortante.- Piezas compactas Hugheset de carburo de tungsteno con crestas romas y en forma de cince. Una menor proyección y un menor ángulo de engrane que en la J-33. La acción cortante es similar a la broca Hughes XV de dientes de acero.

Protección del Calibre.- Una cantidad máxima de compatos de extremidad plana hechos de carburo al tungsteno instalados en la superficie del calibre del cono para retardar el desgaste del calibre. Endurecimiento Hughes – X en las coletas de los cabezales.

Acción Perforadora.- Un equlibrio entre la acción ranuradora raspadora y la trituradora- desbastadora, lo que se logra mediante un pequeño grado de desviación del cono además de un mayor ángulo del peasador del cojinete.

Peso Normal de Perforación.- 4000 a 5000 lbs/pulg. sobre el diámetro de la broca.

Velocidad Normal de la Rotación.- 60 a 30 RPM ( menor RPM. A maoyor peso).

Cojinetes.- Cojinetes Hughes de muñón con revestimiento de plata en el cono y de aleación dura en el pasador. Además posee un sistema sellado de lubricación.

FIGURA 2-20 BROCA HUGHES J-55 PARA FORMACIONES MEDIO DURAS

Formaciones.- Las partes duras de las formaciones medianas, homogéneas y generalmente abrasivas( calizas, dolomitas, silex, areniscas).

Estructura Cortante.- Piezas compactas Hugheset de carburo al tungsteno, diseño cónico de 60 grados, extremidades bastante romas, proyección y ángulo de engrane moderados. Acción cortante similar a la broca Hughes J-7 de dientes de acero.

Protección del Calibre.- Una cantidad máxima de compactos de extremidad plana y de carburo al tungsteno instalado en las superficies del calibre del cono para retardar el desgaste de aquél. Endurecimiento reforzado Hughes – X en la coleta de los cabezales.

Actividad Perforadora.- Consiste casi totalmente en trituración y desabastamiento. El raspado es minimo. Los conos no son salientes para minimizar el movimiento de las piezas compactas con respecto a la formación.

Peso Normal de Perforación.- 4000 a 6000 lbs/pulg. sobre el diámetro de la broca

Velocidad Normal de Rotación.- 50 a 35 RPM. ( menor RPM. A mayor peso).

Cojinetes.- Hughes de Muñón, con revestimiento de plata en el cono y de la aleación dura en el pasador. Sistema sellado de lubricación.

FIGURA 2-21 BROCA HUGHES J-88 PARA FORMACIONES DURAS

Formaciones.- Duras y semiabrasivas ( calizas, dolomitas y lutitas arenosas duras).

Estructura Cortante.- Piezas compactas Hugheset de carburo al tungsteno, de forma hemisferica, proyección pequeña y ángulo reducido de engrane que proporcionan una resistencia máxima a la rotura.

Protección del Calibre.- Una cantidad máxima de compactos de extremidad planas hechos de carburo al tungsteno, instalados en las superficies del calibre del cono para retardar el desgaste de aquél. Endurecimiento reforzado Hughes –X en la caleta de los cabezales.

Actividad Perforadora.- Consiste principalmente en la trituración y el desbastado. La acción escariadora de los compactos del calibre ayuda a mantener la circuferencia completa del pozo.

Peso Normal de Perforación.- 4000 a 6000 lbs/ pulg. sobre el diámetro de la broca.

Velocidad Normal de Rotación.- 50 a 30 RPM> ( menor velocidad a mayor peso).

F ig . 2 -19 .Hughes J -44 b i t fo r méd ium hard

fo rmat ions

Cojines.- Hughes de muñón con revestimiento de plata en el cono y de aleación en el pasador. Sistema sellado de lubricación.

FIGURA 2.22 BROCA REED FP63 (CORTE MECANICO)

La serie FD es la más avanzada de la línea de brocas Reed para roca. Ha sido diseñada para ser usada en situaciones que exigen muchas horas de operación bajo pesos muy grandes Y A tasas de penetración muy rápidas. El cojinete lubricado tipo manguito utiliza un buje flotante de cobre y berilio con un sello radial incrustado en el cono y que gira con éste. Las brocas de esta serie sólo se fabrican en el tipo inserto.

Este corte mecánico del cono pone al descubierto el buje flotante, el sello radial y las bolas del retén.

FIGURA 2-24 BROCA REED FD51 TIPO INSERTO

Está diseñada para perforar formaciones blandas en el área del pozo más cercanas a la superficie, que se caracterizan por una baja resistencia a la compresión y una elevada amplitud para ser perforadas. El ángulo oblicuo de las piedras cortadoras y la colocación de los insertos cónicos largos permite una acción de ranuramiento, de desgarre y de raspado.

Está diseñada para perforar formaciones medianas que tengan vetas duras y blandas. Se la recomienda para pesos entre 4000 y 5000 lbs/pulg. Sobre la broca y para velocidades de rotación de aproximadamente 50 RPM.

FIGURA 2-26 BROCA REED FD53 (VISTA CERCANA)

Obsérvese la disposición de los insertos en forma de cincel.

FIGURA 2-27 BROCA REED DIENTES FRESADOS

Diseño típico para perforar formaciones medio duras. Obsérvese la chinchería y la protección del calibre. Estas brocas se usan frecuentemente en operaciones mineras.

FIGURA 2-28 BROCA REED

De dientes fresados para explotación de minerales, utiliza generalmente una circulación neumática. Esta broca está provista de una válvula que controla el aire desviado a las superficies del cojinete para fines de limpieza y enfriamiento.

FIGURA 2-29 SISTEMA SMITH DE COJINETES DE BOLA Y RODILLO A FRICCION

El cojinete de una broca para una roca debe soportar una elevada carga unitaria de impacto. Las brocas convencionales de rodillos tienen 2 estructuras diferentes de cojinete. La primera, consiste en un cojinete de rodillos y bola a fricción (RBF) se emplea generalmente en brocas de un diámetro de hasta 12 ¼ pulgs.

En las brocas de más de 12 ¼ pulg. El cojinete es del tipo rodillo-bola-rodillo (RBR). En los cojinetes RBR las cargas radiales sobre la broca son soportadas por los cojinetes exterior e interior. El exterior es de rodillos y el interior es de cojinete a fricción.

La parte que soporta la fricción de este cojinete consta de un buje especial reforzado y colocado a presión en el extremo interior del cono y, además, en la pata tiene una pieza macho o pasador piloto endurecido con un material que, en combinación con el buje, presenta un bajo coeficiente de fricción para resistir el desgaste.

En ambos tipos de cojinete, el cojinete del medio está compuesto de una fila de cojinetes de bola que resisten parte de la carga longitudinal o de empuje.

La mayor parte de la carga de empuje aplicada sobre una broca es soportada por un botón de empuje hecho de acero, colocado a presión sobre el cono, y que gira contra el extremo del pasador piloto endurecido.

En el cojinete RBR, el buje de fricción es sustituido por cojinetes de rodillos en la sección de la nariz.

FIGURA 2-30

Vista en corte mecánico del cojinete lubricado de muñón de la broca tricónica Smith. La disposición del cojinete tiene como objeto aumentar la capacidad de la estructura de este último para soportar las cargas unitaria y de impacto, y para disipar el calor en forma rápida.

En el diseño del cojinete sólido de muñón, los cojinetes de rodillos son eliminados. En esta área de la estructura del cojinete se reviste con metal duro el muñón de la pata y se recubre el cono con un material de elevada conductividad al calor.

Este material contribuye a la disipación rápida y a la transferencia del calor desde las superficies deslizantes del cono y del muñón hasta el cono interior.

El diseño de cojinete sólido de muñón retiene el mismo tipo de estructura de bolas para el cojinete del medio, y un tipo similar de estructura de fricción para el cojinete interior.

Otras mejoras en el cojinete sólido Smith de la serie “Herramientas F” se dan a continuación.

1.- Un sellamiento del cojinete superior al diseño convencional del cojinete de rodillos-bola-fricción.

2.- Un sistema de lubricación y un depósito de grasas mejorados. Se facilita la lubricación del coji9nete en el campo o de la torre de perforación.

3.- Se ha incorporado en este diseño de cojinete un sistema compensador de la presión.

FIGURA 2-31 BROCA REED

La broca Smith tipo DS de dientes fresados para formaciones blandas; perfora eficazmente en lechos rojos, en sal, lutitas blandas y arcillas. El diseño saliente y ampliamente espaciado de los dientes proporciona una penetración y limpieza máximas. El espaciamiento interrumpido de los dientes evita el rastreo del fondo del pozo y aumenta la eficacia de la perforación mientras que, por otra parte, las supresiones parciales de dientes proporcionan una limpieza adicional en las filas de dientes más delicadas.

La broca Ds tiene dientes curvados en el calibre de la cresta, lo cual proporciona una protección adecuada del calibre y unas tasas de penetración más rápidas. La velocidad de perforación también resulta aumentada por la gran cantidad del resalte del cono, lo cual produce una acción óptima de ranuración y raspado.

Los pesos normales de operación varían entre 2000 y 6000 lbs/plg. Sobre el diámetro de la broca, con las correspondientes velocidades de rotación de 75 a 250 RPM. Las velocidades deberán ser disminuidas a medida que se incrementa el peso.

FIGURA 2-32 BROCA SMITH DT

Desarrolladas para lutitas blandas y pegajosas, para arcillas, lechos rojos, sales y caliza blanda. Las formaciones más duras a menudo son perforadas a una tasa eficaz cuando los problemas derivados de un hoyo torcido determinan el empleo de pesos sumamente livianos.

La penetración rápida es proporcionada por los dientes salientes y el resalte del cono, lo cual proporciona una acción máxima de ranuración y raspado. Los dientes curvados del calibre de la cresta proporcionan una adecuada protección de aquel y aseguran una ocupación completa del calibre del hoyo.

Al igual que con la broca tipo Ds, la resistencia máxima a la compactación de la formación se logra mediante dientes ampliamente espaciados y supresiones de dientes. El espaciamiento interrumpido de los dientes evita el rastreo del fondo del pozo.

Esta broca trabaja con pesos comprendidos entre 2000 y 6000 lbs/plg, sobre el diámetro de aquella, y con las correspondientes velocidades de rotación de entre 75 y 250 RPM. La velocidad deberá ser reducida a medida que aumente el peso.

FIGURA 2-33 BROCA SMITH DG

Funciona mejor en las formaciones medio blandas y en las formaciones blandas entremezcladas con vetas más duras. El diseño geométrico, que incorpora la máxima acción de ranurado-raspado y los dientes bien salientes, vuelven al tipo DG aplicable a una amplia variedad de formaciones, incluyendo lutitas no consolidadas, lutitas medio blandas, lechos rojos, pizarras, anhidritas, yeso, calizas más blandas y lutitas parafinosas resistentes. El endurecimiento del calibre con carburo de tungsteno aplicado a los dientes cortantes resiste la abrasión y aumenta el efecto ascensional de la broca. Se ha provisto protección adicional mediante dientes curvados en la cresta, dotados de una configuración “T” en los dientes cortantes #2 del calibre.

Esta broca trabaja con pesos comprendidos entre 3000 y 7000 lbs/plg, sobre el diámetro de la broca, y con las correspondientes velocidades de rotación de entre 60 a 175 RPM. La velocidad de rotación deberá disminuir al aumentar el peso.

FIGURA 2-34

Broca Smith tipo V de dientes fresados, diseñada para sustituir a las brocas de formaciones suaves en los estratos en los que las lutitas alternan con vetas de caliza y arena, o cuando el teso tiende a apelotarse entre los dientes.

Una acción perforadora combinada de desbaste y trituración junto con ranuración y raspado se logra mediante una menor prominencia de la parte cortante. Los dientes son más cortos y menos espaciados que en el caso de las brocas para formaciones blandas y medio blandas.

Los dientes de la fila del calibre son suprimidos e interrumpidos. Esta ventilación de tales dientes permite tasas de penetración más rápidas.

El rango de pesos que es más eficaz para esta broca varía entre 3000 y 8000 lbs/plg. Sobre el diámetro, mientras que las velocidades de rotación comprendidas entre 50 y 120 RPM proporciona el mejor rendimiento. La velocidad deberá disminuir a medida que aumente el peso.

FIGURA 2-36

Broca Smith tipo 2 de carburo al tungsteno para perforar formaciones blandas tales como lutitas pegajosas no consolidadas, arcillas, lechos rojos, sales, calizas blandas, anhidritas, yeso y lutitas parafíniccas toscas. Es especialmente eficaz cuando se emplea en lodos de perforación más pesados.

Los insertos de carburo al tungsteno de mayor diámetro ofrecen la máxima resistencia al desgaste. La forma de cincel de los insertos, agregado al máximo resalte del área cortante, proporciona una eficaz acción de ranurado-raspado y tiene una penetración más rápida en las formaciones suaves.

El espaciamiento preciso de los insertos asegura una rotación uniforme y evita el rastreo del fondo. La limpieza del fondo del pozo es ayudada por la presencia de muescas de mayor relieve en las 3 piezas cortadoras.

El rango de pesos recomendados varía entre 2000 y 5000 lbs/plg. sobre el diámetro de la broca con las correspondientes velocidades de rotación de 40 y 70 RPM.

Broca Smith tipo 3 de carburo al tungsteno para perforar formaciones medio duras, tales como lutitas arenosas y lutitas medio duras con algunas vetas mas blandas.las tasas de penetración son iguales las logradas con las brocas de dientes fresados para formaciones medio suaves debido a que el tipo 3 tiene insertos con cresta en forma de cincel que se extiende al máximo desde el cuerpo del cono.

Se logra un mejoramiento en la limpieza del fondo del pozo y el flujo nivelado mediante el empleo de insertos largos y muescas de gran relieve en los conos.los insertos están hechos de clases selectas de carburo de tungsteno que proporcionan una resistencia equilibrada al desgaste. Las cortadoras son fresadas y de acero de calidad especial con el fin de lograr una resistencia superior y la retención del inserto.

Los pesos recomendados de perforación son 2000 a 5000 lbs/pulg con velocidades de rotación comprendidas entre el 40 y 70RPM.

FIGURA 2-37 Y 2-38

Brocas Smith tipo 4 y 47 con los insertos de carburo al tungsteno para perforar formaciones medio duras comprendidas desde lutitas y yeso hasta lutitas y calizas más duras, dolomitas y arenas medio duras. Los insertos con cresta en forma de cincel de la broca tipo 4 permiten una penetración profunda y una tasa de perforación rápida.

Cuando se encuentren formaciones fracturadas y se requería una herramienta de mayor dureza, entonces se recomienda usar el tipo 47.sus insertos en forma de proyectil proporcionan la resistencia necesaria para perforar estas formaciones.

La acción de ranuración –raspado de tipo medio es provista de un cono de resalte mediano. El diverso ángulo de los insertos en todas las filas actuantes reduce el rastreo mientras que el fresado de gran relieve acelera la eliminación de ripios.

Ambos tipos de brocas tienen una robustez incorporada que se basa en un mayor diámetro del muñon y en un acero de calidad superior para las areas cortantes.

Los pesos de operación recomendados van desde 2000 a 5000 lbs/pulg., con velocidades de rotación de 35 a 65 RPM

FIGURA 2-40

Broca Smith tipo 57 de carburo de tungsteno diseñada para perforar formaciones duras y semiabrasivas, tales como calizas arenosas duras, lutitas duras y dolomitas duras con vetas de silex.

Las piezas cortadoras tienen 2 clases de insertos de carburo al tungsteno robusto, en forma de proyectil o de cono.

Insertos con resistencia extra a la abrasión son utilizados en las filas del calibre de las cortadoras para lograr una protección adicional de este último y conseguir un hoyo de pleno calibre.

Insertos extras de diferentes calidades se agregan en el extremo interior de la estructura cortadora a fin de impedir el ahuecamiento.

El diseño de la broca permite un giro centradi dkek cono con el fin de lograr la máxima acción de desbastado-trituración.

Los pesos y velocidades varían entre 3000 y 8000 lbs/pulg. Sobre el diámetro de la broca, para los primeros, y 35 a 60 RPM para los segundos.

FIGURA 2-41

La broca Smith tipo 9 de carburo al tungsteno desarrolladas para conseguir las máximas tasas de penetración y duración en formaciones muy duras y de elevada resistencia a la comprensión. Estas incluyen granitos, cuarcitas, siles, pedernal, novaculita, taconita, basalto, arenas cuarcitas y piritas.

Los insertos de forma cónica soportan grandes cargas y proporcionan altas tasas de penetración.los 3 conos tienen insertos múltiples hacia el centro del cono. La características de giro centrado de esta broca permite una acción máxima de devastado – trituración.

En las superficies del calibre, insertos estrechamente espaciados de carburo al tungsteno aglomerado aumenta la protección del calibre y aseguran que el hoyo sea de calibre completo.

Los pesos normales de operación varían entre 3000 y 8000 lbs/pulg sobre el diámetro de la broca, con velocidades de rotación comprendidas entre 30 y 35 RPM.

Se recomienda el empleo de estabilizadores en la tubería pesante a fin de obtener una duración máxima en la vida útil de la broca.

Cojinete sellado de rodillos marca Segurity. El sello situado entre la cara trasera del cono y el muño del brazo, retiene el lubricante e impide que el fluido de perforación y los ripios abrasivos entren en las cavidades del cojinete.

El sello es permanente y está unido al brazo.los ripios que quedan atrapados, entre el sello y la coleta no puede causar daño al caucho.los fluidos contaminadores y los ripios abrasivos no pueden pasar más allá del sello y meterse en las cavidades del cojinete. En el otro extremo del sistema existe un tapón respiradero que hace que las presiones del fluido del interior del pozo empujen al diafragma flexible lleno de lubricante, con lo cual las presiones que rodean a los sellos del cojinete resultan equilibradas.

El depósito controlado por diafragma que suministra lubricante a la cavidad del cojinete actúa como una cámara de compensación que equilibra los cambios volumétricos presentes en la cavidad del cojinete durante las operaciones.

El sistema ferrax de cojinete representa el cojinete a muñón de Segurity combinado con un sistema especial de lubricación. Estas características aparecen claramente ilustradas en esta vista en corte mecánico.

FIGURAS 2-44 Y 2-45

Brocas DS y DM con control de desviación sirven para formaciones blandas y medianas y han sido especialmente diseñadas para no apartarse de su rumbo en la perforación direccional y en mantenerse en el ángulo correcto en los pozos torcidos. La configuración geométrica única de estas brocas, agregado a la patentada” muesca guiadora de pista” elimina la tendencia a perforar la pared lateral.

Se las suministra a pedido en la mayoría de los diámetros populares.la broca Ds también se suministra provista del cojinete sellado DSS.

FIGURAS 2-46

Broca de inserto tipo S84 marca Segurity con cojinete sellado. Ha sido diseñada para usarse en lutitas arenosas, lutitas medio duras, lutitas no consolidadas y arenas con algunas vetas mas

blandas. Combina un más bajo ángulo de muñón con la mayor saliente o resalte del cono a fin de obtener una acción máxima de ranuración – raspado.los insertos de mayor diámetro y en forma dentada junto con unas extensiones más largas y ampliamente espaciadas proporcionan la máxima penetración.

FIGURAS 2-47

Broca de insertos tipo S86 marca Segurity con cojinete sellado. Sirve para formaciones entre blandas y medianas con algunas vetas más duras. Combina un más bajo ángulo de muñón con un resalte mediano del cono para conseguir una acción moderada de ranuración y raspado. Insertos de gran diámetro y de larga extensión, y un espaciamiento moderado para lograr una penetración profunda.

FIGURAS 2-48

Broca de insertos tipo S88 marca Segurity con cojinete sellado. Apropiada para formaciones entre medianas y medio duras. Combina un ángulo mediano de muñón, resalte mediano del cono e insertos estrechamente espaciados, de larga extensión y forma dentada para perforar lutitas arenosas, dolomitas lutitas duras y calizas blandas con vetas más duras o blandas.

FIGURAS 2-49

Broca de inserto Segurity tipo M83 con cojinete sellado. Instalada sobre conos rodantes centrados. Los inserto de carburo de tungsteno de longitud mediana y forma de cuña son ampliamente inclinados y extendidos, lo cual proporciona mordidas más profundas y una acción máxima para el fluido limpiados. Los pesos y velocidades de rotación moderados permiten que la M88 penetre rápidamente en formaciones que varían desde medio duras a duras abrasivas. Se logra una máxima vida útil del calibre en las formaciones abrasivas duras mediante el empleo de riveteadores cónicos de gran resistencia.

FIGURAS 2-50

Broca Segurity tipo H88 de cojinete sellado. Conos rodantes centrados, no salientes, que están provistos de filas estrechamente, espaciados de insertos cónicos de 90 grados y de rivereadores de la pared de 120 grados. Esta combinación proporciona una estructura cortante robusta y

equilibrada que devasta grandes trozos de ripios y los elimina fuera del pozo rápidamente. Esto también proporciona un corte uniforme en el fondo del pozo y un hoyo de circunferencia completa a toda su longitud. Combina velocidades de rotación moderadas con un peso moderado sobre la broca.

FIGURAS 2-51

Broca Christensen MD331 de diamante. Dos vistas.

FIGURAS 2-52

Broca de diamante NI_Hydalog tipo MS recomendada para perforar estratos medios suaves tales como arena interestratificada con lutita, calizas granulares y la mayoría de los precipitados no alterados. Se utilizan diamantes medio largos con buena superficie expuesta.la configuración trilateral minimiza el efecto de pistoneo.

FIGURAS 2-53

Dos aspectos de la broca experimental de Christensen que utiliza insertos cortadores aglomerados policristalinos de diamante, desarrollados por General Electric.

FIGURAS 2-55 a

Escariador de broca de tres puntos.se lo coloca entre la tubería pesante y la broca. La distancia entre la broca y el escariador es mantenida al mínimo para asegurar un menor contraescariado del fondo de una nueva broca.

FIGURAS 2-55 b

Escariador de sarta de 3 puntas. Va colocado en la tubería pesante a fin de perforar en forma recta en áreas de pozo torcido. Cuando se lo instala en la tubería de perforación, este escariador es eficaz para eliminar patas de perro, asientos de llave y cornisas en el pozo.

FIGURAS 2-55 c

Escariador de broca de 6 puntas. Se lo coloca entre la tubería pesante y la broca, al igual que el de 3 puntas, pero se lo emplea cuando se requiere una mayor estabilización o un a mayor capacidad de escariamiento. Durante la perforación en áreas de hoyos torcidos, el empacar el pozo con escariador de 6 puntas ha resultado muy satisfactorio para evitar cambios pronunciados en el ángulo del hoyo.

FIGURA 2-56

Estabilizador integral Dilcro. Este estabilizador giratorio robusto se emplea generalmente en la composición de conjuntos estrechamente acoplados para el fondo del pozo, diseñados para evitar cambios abruptos en el ángulo del hoyo. Una estructura de una sola pieza se emplea para pozos de un diámetro comprendido entre 6 1/8 y 7 7/8 pulgs, se la suministra para usarse ya sea en el fondo del pozo o en la sarta de la tubería, existen estabilizadores del tipo de manguito reemplazable disponibles para pozos de un diámetro comprendido entre 7 5/8 y 17 ½ pulg piezas compactas comprendidas de gran diámetro y hechas de carburo de tungsteno prolongan la vida útil de las paletas.

FIGURA 2-57

Estabilizador Drilco “Full - Flo” con la placa antidesgaste reemplazable, para ser utilizada en la parte de debajo de la tubería pesante o en el fondo, junto a la broca. Las placas de larga duración hacen que este estabilizador sea útil para la estabilización del hoyo empacado: además su cuerpo de forma aflautada permite un paso adecuado para la circulación.

FIGURA 2-58

Martillo perforador de Mission. Es una herramienta neumática para el fondo del pozo que combina la acción percusiva de la perforación por herramienta de cable son la acción de cono rodante de la perforación rotatoria, utilizando un volumen adecuado de aire o de gas como fluido de circulación.

Los golpes del martillo son de alta frecuencia y se transmiten directamente a la broca, precisamente debajo de la herramienta. Ha demostrado ser eficaz en la perforación de pozos rectos en formaciones empinadas o buzantes.

FIGURA 2-60

Amortiguador auxiliar Drilco. Va colocado entre la broca y la tubería pesante. Sirve para absorber los golpes producidos por la broca durante la perforación.

Este aparato contiene un largo elemento de caucho que va vulcacanizado al diámetro interior del cilindro y al diámetro exterior del mandril, y que transmite a la broca el movimiento de torsión y peso. El funcionamiento de este elemento de caucho está limitado a pozos de una temperatura no mayor a 200 grados F. En el caso de los más calientes deberá usarse el aparato dotado de un resorte de acero (Fig 2-59b). En los conjuntos amortiguador auxiliar generalmente va colocado entre el collar cuadrado y los collares ordinarios.

FIGURA 2-60

Amortiguador auxiliar NL Shaffer que va colocado en la tubería situada inmediamente encina de la broca. El peso de perforación de golpes de esta herramienta. De este modo, las vibraciones inducidas por la broca y las cargas de impacto son aisladas de la tubería pesante y amortiguadas por las características de desviación de cargas que posee el elemento en las boquillas. Por otra parte, el caballaje hidráulico en broca es proporcional a OV2, lo que significa que la velocidad en las boquillas adquiere una importancia desproporcionada. Tal vez pueda ilustrarse mejor esto mediante un caso hipotético. Supongamos un hoyo 7 7/8 pulgadas, en el que se emplee una tubería de perforación de 4 1/2 pulgadas para perforar a través de rocas duras a una tasa tal que el pozo sea limpiado efectivamente mientras se hacen circular 400 gpm, con una velocidad en las boquillas de 200 pies/seg. En base al concepto OV el pozo podría ser limpiado igualmente bien, aunque mejor, si se hace circular 200 gpm con una velocidad en boquillas de 400 pies /seg.

Si el concepto OV es válido, podría deducirse de lo presente que sería ventajoso emplear altas tasas de circulación con velocidades moderadas en las boquillas, en la parte superior del pozo; e inversamente altas velocidades en las boquillas con menores tasas de circulación en la parte

inferior del pozo. La única diferencia entre esto y el concepto de que el caballaje hidráulico sobre la broca es el grado de énfasis que se da a la velocidad en las boquillas. Es posible que las velocidades altísimas sean menos importantes que lo creído hasta ahora. El trabajo de Mclean pone fuertemente en duda el concepto de que el caballaje hidráulico en broca sea una norma verdadera para determinar la limpieza de la parte del hoyo situada bajo tal broca.

Según se dijo antes, nunca se logra una limpieza perfecta en la práctica real. Todos los esfuerzos desplegados para lograr una limpieza lo más perfecta posible , pronto caen dentro de la ley de rentabilidad decreciente. Es decir que lleva a un momento en que el costo de proporcionar una mejor limpieza excede a los beneficios derivados de la misma, y consecuentemente se vuelve inútil el exceso de energía hidráulica proporcionada.

Existe un importante campo de estudio que apenas ha sido tomado en cuenta y es el asunto de determinar por adelantado cuanta energía hidráulica puede ser empleada en forma útil para limpiar efectivamente el pozo. No hay duda de que al proporcionar más fuerza mecánica (Caballaje) de la que puede ser aplicada en forma útil, ocurre un incremento de costos de capital y gastos de operación.

Habiendo ya en servicio tantas bombas grandes, la vieja filosofía “cuanto más cantidad, mejor” no representa una solución muy buena al problema de hidráulica.

Frecuentemente la hidráulica de la broca resulta perjudicada por una equivocada elección de los elementos de la sarta de perforación. La energía disipada debida a la fricción del flujo de fluido encima de la broca no realiza ningún trabajo útil y priva al pozo de energía para la limpieza. Todavía persisten muchos conceptos equivocados en este campo, como por ejemplo en lo que respecta a la tubería de perforación y a las juntas de herramientas. También se ha dado demasiado énfasis al absolvedor de golpes.

También se muestra una vista ampliada del elemento absorbedor de golpes que está hecho por el alambre de acero inoxidable tejido como una malla en forma de una tela y comprimido hasta que adquieran la forma deseada en un troquel formador. Durante la operación, a medida que se aplica la carga, se comprime la longitud y se aumenta el espesor radial.

Amortiguador fabricado por Segurity, su elemento absorbedor de golpes está constituido por arandelas de acero tipo Belleville.

LOS COMPONENTES DE LA SARTA DE PERFORACIÓN

CAPÍTULO 3

Imagen 3.1 La configuración de la sarta de perforación utilizado para operaciones LWD Fuente: http://www-odp.tamu.edu

LA TUBERÍA PESANTE

La tubería pesante primitiva consistía en una unión auxiliar de doble cara y de paredes gruesas que servía para conectar la broca con la tubería de perforación. Cuando apareció la broca simplex de Hughes, provista de un sistema de lubricación fue necesario emplear un collar pescatubo de por lo menos 17 pies de largo, a fin de disponer de espacio suficiente dentro-de su pares interior para dar cabida a un depósito para el lubricante. Poco después se volvió una práctica común incluir por lo menos una tubería pesante o collar adicional que junto con una unión de la tubería de perforación, constituía un tramo completo de tubería capaz de soportar el retroceso inercial.

En 1934 empezaron a emplearse conjuntos largos de tubería pesante que se han ampliado, en la mayoría de las áreas de roca dura, a tramos de una longitud de entre 20 y más de 30 pies. Con el fin de perforar un hueco, las brocas rotatorias deben ser presionadas hacia abajo contra el fondo del pozo. Este empuje es proporcionado por aquella parte del peso de la tubería pesante no sostenido por la torre. En alguna parte de la sarta de perforación no hay ni tensión ni compresión. A estese lo denomina el punto neutro, que moverá la sarta hacia arriba o hacia abajo dependiendo de la cantidad de peso aplicado a la broca. Debajo del punto neutro la sarta se halla en compresión y sujetas a fuerzas de deformación lateral.

Si se hace girar a la tubería de perforación mientras está sujeta a deformación, tal tubería no duraría mucho tiempo debido a las grandes tensiones transversales que se inducen. En cambio, las tuberías pesantes de pared gruesa resisten mucho mejor a las fuerzas deformadoras. Por consiguiente, se considera una buena práctica tener un: peso más; que suficiente en la tubería pesante para conseguir el apetecido peso sobre la broca. Mientras el punto neutro se halla en la sección de la tubería de perforación se hallará en tensión.

Las tuberías pesantes se fabrican en aleación de acero termotratada después del fresado y son muy robustas (Fig. 3-1).

Aun así ellas se deforman lo suficiente como para inducir grandes tensiones en las conexiones y causar desgasto en las superficies exteriores. La conexión de la tubería pesante, que es la parte más débil del conjunto, ha sido objeto de mucha investigación y adelantos en años recientes, como resultado de lo cual las fallas de ella son ahora menos frecuentes.

Es indudable que seguirán realizándose progresos en éste campo a medida que pase el tiempo.

Los adelantos más notables han ocurrido en la forma y tratamiento de la rosca (Figs. 3-2 y 3-3), las muescas de alivio de la tensión tanto en el pasador como en la caja (Figs., 3-4 y 3-5), y un equilibrio en las resistencias a la flexión del pasador y de la caja.

Fuente. http://www.hnsa.org/doc/tools/part2.htm SHARP V AND AMERICAN NATIONAL THREADS.

Fuente: http://www.parveenoilfield.com/

Fuente:http://www.nov.com/Drilling/Drilling_Tubulars

La pared interior a lo largo del pasador es un factor importante para la resistencia conjunta; por lo tanto, una pared interior o ánima incrementada o reducida, por cada pie o más del extrema del pasador de un collar, proporcionará una resistencia mayor sin aumentar significativamente las pérdidas por presión hidráulica (Fig. 3-6 )

Fuente: tubetechnologiesinc.com

Las Roscas del pasador y de la caja cumplen con las funciones principales de extraer y sostener unidos a los respectivos rebordes. Estos últimas deben ser de un ancho, resistencia y acabados suficientes para resistirla deformación cuando estén sometidos a las fuerzas de flexión y también para constituir un sello eficaz para el fluido.

La tubería pesante convencional tiene una superficie exterior cilíndrica o sea que la tubería tiene un diámetro exterior redondo y uniforme de reborde a reborde. Hay muchos disertos especializados, una variación es incluir debajo de la caja una ligera depresión en el diámetro exterior que sirva como reborde para los elevadores, para así poder prescindir de las juntas levantadoras. Se puede hacer una segunda depresión más abajo para poder usar las cuñas de forma segura y así volver innecesario el empleo de una mordaza o abrazadera de seguridad (Fig. 3-7).

Fuente: directionaldrilling.blogspot.com

Una segunda variación es Hacer una muesca espiral en la superficie exterior, exceptuando cerca de las conexiones (Fig. 3-8). Estas muescas, que generalmente son 3 y están espaciadas 120 grados entre sí, son eficaces para evitar la adherencia a la pared del pozo debido al diferencial en la presión del fluido que ocurre cuando los collares se hallan frente a zonas permeables.

Una tercera variación es el collar o tubería pesante cuadrada (Fig. 3-9).

Fig. 3-8 Collares de caracol de perforación ranurada. Fig 3-9 Collares de perforación cuadradosFuente: traderscity.com Fuente: http://www.jaoilfield.com/

Generalmente se emplea solo un collar cuadrado precisamente encima de la broca cuando se está perforando en formaciones de pozo torcido. Su función es reducir el cambio rápido en el ángulo del pozo. El collar cuadrado se convierte en un estabilizador largo que encaja ajustadamente en el pozo y que, a pesar de esto., permite una circulación libre entre las partes planas del tubo cuadrada y las paredes redondas del pozo. El collar cuadrado permite lograr un pozo liso y libre de patas deperro.

Generalmente la distancia transversal entre las esquinas del cuadrado es 1 1/16 pulg. menor que el tamaño de la broca, con frecuencia se usa un escariador debajo del collar cuadrado y un estabilizador sobre él.

Para lograr un rendimiento eficaz, la formación deberá ser suficientemente firme como para servir de apoyo al conjunto.

TUBERÍA DE PERFORACIÓN Y UNIONES DE HERRAMIENTA

Podría dedicarse todo un capitulo a este tema. La tubería de perforación provista de uniones de herramienta es, en cierto sentido, es un elemento de corta duración y en consecuencia contribuye en forma substancial al costo de la perforación de un pozo.

Tanto la tubería de perforación como las juntas de herramienta son tratadas detalladamente dentro de las especificaciones del API. que se aplican en todo el mundo.

Las especificaciones del API. tratan 2 clases de tubería de perforación, en base a las características físicas de cada clase. Ellas son la clase D, de un límite elástico aparente de 55000 lbs/pulg2.; y la clase E, cuyo 1 imite elástico es de 75000 lbs/pulg2. También existen 2 clases no pertenecientes al API.: la clase G de un 1 imite elástico de^ 105000 lbs/pulg2. y la clase S de 135000 lbs/pulg2 de limite elástico.

La tubería de perforación se suministra con recalcado interno, con recalcado externo, con recalcado interno y externo, y en tramos diversos, así:

Rango 1:18 a 22 pies inclusive; Rango 2:27 a 30 pies inclusive

Rango 3:38 a 45 pies inclusive

Observación: El recalcado interno y externo solo es para juntas soldadas sobre la tubería. Los tamaños y pesos de la tubería de perforación varían desde 2 3/8 pulgs. de diámetro exterior y 4,95 lbs/pies. a 6 lbs/pies. de D.E. y 25,20 lbs/pie.

La especificación API.SA expone detalladamente las diversas características que deben tener todos los artículos tubulares, incluyendo la tubería de perforación.

La tabla 3—1 es un resumen del manual Armco de Datos Técnicos, edición 1966. Incluye las especificaciones básicas de las clases Api. y no API. de tubería de perforación.

Las juntas de herramientas utilizadas en la tubería de perforación tienen mucho en común en común con las conexiones de la tubería pesante, o tal vez estas son aquellas. Las juntas de herramienta generalmente no forman una parte tan integrante de la tubería de perforación como las conexiones de la tubería de pesante, ya que son más bien acoplamientos semipermanentes a cada tramo de tubería, se ha realizado muchos progresos en el diseño de las juntas de herramienta tanto en lo referente a las dimensiones como el aspecto metalúrgico. Las juntas nuevas ya no son más débiles que el cuerpo de la tubería, aunque pueden volverse así por el desgaste y maltrato excesivo.

Todavía están en uso los siguientes 2 métodos de acoplar las juntas de herramienta a la tubería de perforación la conexión saldada y la conexión rascada.

La conexión soldad está ganando preferencia en la mayoría de las áreas; sin embargo, la conexión roscada tiene la ventaja de poder ser reemplazada en el campo. La junta de tipo integral también parece ofrecer alguna ventaja pero al igual que la junta soldada, ella también debe ser producida en una fábrica o taller.

Adicional mente a estos tipos básicos, existen muchas variaciones de cada uno para los distintos tamaños y estilos de tuberías de perforación. La junta de herramienta original API., que en adelante se llamará de Reg. API ., estipulaba que la pared interior del pasador debía ser mucho menor que el diámetro interior del recalcado interno de la tubería; el cual, en los tamaños de tubería más pequeños significaba una importante restricción al flujo del fluido, aunque proporcionaba un pasador más robusto.

El API . FH (hoyo completo) fue desarrollado para aliviar en parte este problema. Se estableció que incrementando el D.E. del pasador tal vez en 1/4. pulg., la pared interior del mismo podía ser aumentada hasta 3/4 pulg., sin perjudicar a la fortaleza de. la., conexión. A continuación se desarrollaron, diseños patentados (no API. ), en los cuales la pared interior" del pasador era igual al diámetro interior' de la parte de la tubería de perforación sometida a recalcado interno, también existe disponible para ser usada en la tubería con recalcado externo, el diseño IF ( nivelado o embutido interno ), en la cual la pared interior del pasador es aproximadamente igual a la" sección no recalcada de la tubería.

Todas las juntas de, herramienta soldadas sobre la tubería se fabrican ya sea con reborde ahusado o con reborde cuadrado para los los elevadores (Fiq 3-10).

Las juntas API. FH puede ser soldadas sobre tubería con recalcado interior y las juntas IF pueden ser soldadas sobre tubería con recalcado externo. También hay una junta tipo intermedio, que actualmente es la más popular, la cual va saldada a una tubería.

IEU. Y que tiene un ligero recalado externo, además del recalado interno.

La norma API. 7., edición 30 de abril de 1975 especifica que: " las juntas de herramienta deberán de ser del tipo soldado sobre la tubería y serán suministradas en, los tamaños y estilos incluidos en la tabla API. 4,2 según lo especifique la orden de compra (véasela tabla 3—2).

EL KELLY Y LOS BUJES DE TRANSMISIÓN

Entre todos los términos peculiares utilizados en el campo petrolero, tal vez no hay otro cuyo origen esté más alejado de actividad como el vástago Kelly, llamado inicialmente vástago prob1emematico.

Se le dio este último nombre debido a las dificultades que tenían los perforistas para mantener ajustados sus anillos mordaza a medida que este vástago se deslizaba a través de la mesarotatoria.

Según una anécdota relatada por el antiguo escritor de temas petroleros Jerry Robert.

En 1878 el equipo de béisbol de Cincinati tenía un jugador llamado Michael ( King ) Kelly. Este llegó a la cúspide de la fama con el equipo de Chicago entre 1880 y 1887. Durante los partidos, los hinchas le alentaban a King Kelly en sus carreras alrededor de las bases gritándole " Deslízate Kelly deslízate".

Aunque el jamás vio un equipo rotatorio, su nombre le fue dado a este vástago cuadrado y forjado de tubería por el ingeniero que lo inventó y que seguramente habla sido un hincha del qran King Kelly ( Fig. 3-11 ).

Esta pieza ha realizado grandes progresos durante los afros, beneficiándose de los adelantos ocurridos en el fresado de precisión, en la forja y en el endurecimiento del acero fino. El Kelly se ha vuelto más robusto y es un instrumento verdaderamente de precisión debido a las tolerancias tan pequeñas empleadas en su fabricación.

Para prolongar la vida útil del Kelly, se han agregado sustitutos de él o juntas cortas y extra duras encima o debajo del Kelly. Los bujes de transmisión (Fig. 3-12), han sido y están siendo mejoradas. Este buje, a medida que gira alrededor del Kelly en la mesa rotatoria, constituye la clave de la eficiencia y seguridad de toda la parte de perforación.

Una caída súbita de ésta causada por haber dejado en suspenso la operación del malacate, puede ser suficiente para arruinar una broca o un taladro o causar daños al cable del alambre. la tubería de perforación sometida a choques tiene corta vida útil.

Si el perforista no controla el vástago de perforación, en todo momento, una operación fácil de pesca se vuelve sumamente difícil, y una operación difícil se vuelve casi imposible debido a esto, se han ensayado varios métodos para facilitar el deslizamiento del Kelly a través del buje de transmisión. En el buje se han usado tubos revestidores de metal duro, instalados niveladamente contra el Kelly. Actualmente se están empleando, a cada lado del Kelly, rodillas de cantidades de 1 a 5, aunque no hay unanimidad de criterio respecto a su eficacia.

El mayor adelanto ocurrido en este campo desde que la palabra Kelly se incorporó al vocabulario petrolero tal vez haya sido la aparición del Kelly hexagonal. Aunque el Kelly cuadrado todavía sigue usándose ampliamente, el hexagonal posee varias ventajas notables. Sus fabricantes mencionan en ellas a las siguientes:

Mayor fuerza torsional (Torque) y resistencia a la tensión, mayor adaptabilidad a todas las operaciones de perforación (por presión o por fluido), posibilidad de conseguir un mayor diámetro de poso, menor tendencia a doblarse, deformarse o torcerse, y menor peso por pie. Recientemente ha aparecido en el mercado un Kelly de forma octogonal, aunque su aceptación por parte de la industria ha sido limitada.

Aunque se ha hecho mucho para darle una mayor robustez al Kelly, este todavía sigue siendo una fuente de problemas en la torre de perforación. Nada es tan inútil como un Kelly doblado, debido a su longitud y a sus características, se ha creado una especie de vaina o funda para su protección. Aunque hay en el mercado vainas autoperforadoras, han sido consideradas imprácticas enmuchas áreas debido a que los estratos superficiales han vuelto necesario el empleo de una broca de roca para perforar el hoyo anexo al pozo.

Sin embargo, todos los contratistas previsores incluyen una vaina de algún tipo, como una combinación de hoyo auxiliar y de protector del Kelly. Esto se ha convertido en un tema prácticamente corriente, al igual que el evitar romper el Kelly con las tenazas.

Repasando lo que hemos dicho con respecto al Kelly, a la unión giratoria y a los ganchos podemos afirmar que un dólar gastado en la compra del equipo de perforación adecuada y el servicio de mantenimiento protector siempre pagará buenos dividendos económicos.

VÁLVULAS DEL KELLY

Al igual que lo que sucede con un seguro de vida, rara vez se siente la importancia de la válvula del Kelly, aunque es invalorable en una emergencia.

Constituye un económico elemento de seguridad para cualquier equipo rotatorio y debería darse la misma importancia-que el preventor de reventones.

En realidad la válvula del Kelly cumple, dentro de la sarta de perforación, lamisma función que el preventor.

Actúa como una válvula de cierre positivo encima o debajo del Kelly cuando la tubería de perforación está en el pozo sin flotador, o cuando es posible que el flotador falle en un momento en que se lo necesita.

La válvula protege a la manguera rotatoria y al tubo exterior de la torre cuando la presión de la formación es mayor que la de Entrada. Al usarse permanentemente puede ahorrar bastante desgaste a la manguera rotatoria al abrirse gradualmente cuando se pone en marcha la bomba de lodos eliminando así las acostumbradas sacudidas causadas por la presencia de aire en la manguera.

La válvula del Kelly es accionada por 1/4 de vuelta de una llave especial situada en una espita no saliente puesta en el costado de la unión auxiliar.

Esta válvula ha sido diseñada para permitir el flujo total del fluido cuando se lo abre. Para mantener el equipo en buen estado se requiere solamente la substitución frecuente del empaque situado alrededor del eje impulsor, y una lubricación apropiada.

Fig. 3-11 Kellys hexagonales y cuadradosFuente: oilfieldglossary.com

Fig. 3-12 Kelly roller type drive bushings for square and hexagonal Kelly

CAPITULO 4

EQUIPO DE SUSPENSIÓN

ESLABON GIRATORIO

El eslabón giratorio es el vínculo del enlace que conecta la cadena de la perforadora rotativa al sistema de suspensión.

La varilla del eslabón (o cuerpo) se acopla al terminal superior de la varilla de arrastre y rota con esta. El peso de la cadena de la perforación es aguantado por el cojinete de empuje de petróleo sumerado dentro de la caja y todo el voltaje está suspendido por el gancho y el soporte del eslabón giratorio (Fig. 4-1)

El triple propósito del eslabón giratorio es aguantar a la varilla perforadora, permitir una rotación libre y servir corno pasaje para el fluido de perforación hacia la columna de perforación hacia la columna de perforación. Es capaz de aguantar más de 650 toneladas y rotar rpm., sin el indebido desgaste.

Frecuentemente cuando una pieza de un equipo cumple su trabajo día tras día con poca o ninguna1 atención, está completamente descuidada» Esto es algunas veces verdad en el caso del eslabón giratorio, dándose cuenta de esto y comprendiendo los puntos de desgaste oculto, los manufacturadores lo han construido para permitir su reparación completa en todos las puntos de desgaste sobre la torre de perforación realmente en minutos.

Para comprender este desgaste» y su corrección, debernos mirar a i las partes principales comprometidas» Estas son el gancho, la tapa, la conexión en cuello de cisne, el cuerpo, las conexiones altas y bajas, la varilla y el tubo de desgaste. El cuerpo generalmente es de acero fundido y es una caja protectiva rellena de grasa para las conexiones principales.

Estas conexiones, ya sean cónicas de bolas, rectas o rodillo en aguja, están encajadas en aceite para ayudar al movimiento libre de la varilla.

La conexión en cuello de cisne, el tubo de desgaste y su cubierta retenedora - la tapa - y la varilla comprenden la parte central. Estas están construidas para recibir, desviar y aquietar la presión alta, la acción pulsadora y el contenido abrasivo del lodo de perforación. El tubo de desgaste es el corazón de este centrado.

Todo el desgaste posible está dirigido a este pequeño cilindro tratado a calor. Alrededor está un cartucho de empaquetamiento, de caucho o fibra y rines de metal para prevenir que el lodo de perforación alcance las conexiones y que aguante al lubricante protector. Los rnanufacturadores frecuentemente proveen cajas de cartucho de empaque y tubos de desgaste para instalarlos en el lugar de una operación. La vida de estas partes está prolongada por el uso de lubricantes de presión extrema. Las restituciones excesivas en este

punto pueden ser una indicación que el eslabón giratorio esté sobrecargado por la presión extrema de la bomba de lodo. Donde quiera y sección transversal del eslabón giratorio (Fig. 4 -1).

Fig. 4.1 Rotary Swivel

Fig. 4-1-1 Cross section of rotary swivel

SECCIÓN TRANSVERSAL DEL ESLABÓN GIRATORIO

Cuando quiera que es posible aumentar en el sistema de circulación de perforación, el diámetro interno del tubo mangueras, conexiones o collares de perforación, decreceré el tiempo de perforación y las costos de substitución de las partes relacionadas. Sería bueno comprobar las cribas oscilantes de pizarra defectuosas, los pozos de lodo llenos de arenilla, y las mezclas de lodo aterronadas, si persiste la erosión en el tubo de desgaste y las conexiones similares.

Algunos manufacturadores clasifican sus eslabones por el tamaño de la varilla. Por ejemplo, un manufacturador presenta una selección numerosa 3 - S, 4 - S, 6 - S, los números representan las dimensiones totales aproximadas de cada uno, específicamente varillas de 3 1/2, 4 1/2 y 6 5/8 pulgs.

Otros utilizan una profundidad indicada máxima. Cuando se considera un eslabón desde este punto de vista, una no debe olvidarse que estas cifras están basadas estrictamente sobre el tubo de desgaste. Conociendo que el tubo de desgaste de 4 1/2 .pulgs. promedia 17 lb/pie, ve más que el número de collares de perforación, fluctuando entre 120 a 170 lb/pie, acortaran tremendamente a la cuerda máxima. El efecto boyante del lodo de perforación neutralizará considerablemente este peso aumentado.

Otros eslabones están clasificados por la capacidad de tonelaje del peso muerto, resultando en los 150, 250, 300, etc. Así simplificando sustancialmente el proceso de clasificación. Aunque diferentes formas de clasificación ofrecen un factor definido de seguridad por encima de la capacidad normal, frecuentemente es aconsejable la compra de equipo más grande que la demanda de los requerimientos anticipados.

Los fabricantes varían sus productos en apariencia exterior, seguridad y distintivos de servicio, elección en número, tipo y empleo de los cojinetes, sellas de grasa, etc. No obstante, ellos se guían por las especificaciones API en la selección de ajustes pertinentes a las correspondientes piezas del equipo, primordialmente los terminales aterrajados. La conexión superior en cuello de cisne, la cual está juntada por la manguera rotativa, viene can un tuba de conexión de 2 1/2, 3 a 4 pulas. La parte inferior de la varilla está equipada generalmente can un perno API regular de 6 5/8 o 4 1/2 pulgs. (rosca del lado izquierdo ) .

Debajo de éste está una veleta de varilla de arrastre o caja de reemplazo la cual se acopla a la unión de la varilla de arrastre, un filamento regular API (estas dos conexiones están al lado izquierdo), (Figs. 4 - 2 y 4 – 3).

Fig. 4.2 Hook block combination Fig. 4.3 Triplex hook

Fuente: http://owensng.com/owens%20img2/ Fuente: http://www.cnpc.com.cn/

COMBINACIÓN DE POLEA DE GANCHO

1.- Las placas laterales de acero son aerodinámicas en diseño. No existen partes sobresalientes. Todos los tornillos, tuercas, cierres y conectadores de grasa están suspendidos.

2.- Las poleas de gran diámetro son de acero. Las gargantas incendiarias perforantes están fundidas para proveer mayor duración a las cuerdas.

3.- Los cojinetes de trabajo fuertes son de tipo cilíndrico

4.- El perno central es una pieza forjada de aleación de acero, perforado con conductos internos para conducir lubricantes desde los conectores de grasa en cualquier terminal del perno para cada cojinete.

5.-Los resguardos de acero de las poleas dan una protección completa a las cuerdas y prevén que las líneas estén colgando. Estos resguardos circulares también guían a las cuerdas alrededor de cada polea, simplificando las operaciones de ensartamiento.

6.- Un adaptador de acero fundido está equipado para acoplar las poleas y los ganchos

GANCHO Y COMBINACIÓN DE POLEA DE GANCHO

El gancho de seguridad convencional sirvió a la industria muy bien por muchos años. Fue mejorada de tiempo en tiempo tanto en capacidad como seguridad y conveniencia. El propio gancho debería tener un cuello suficientemente ancho para acomodar los eslabones, elevadores y el gancho rotatorio simultáneamente.

El gancho triple, con un gran gancho de seguridad para el gancho giratorio y con dos ganchos más pequeños y orejas sobre los lados del cuerpo principal del gancho para acomodar los ganchos elevadores, parecía ofrecer muchas ventajas cuando fue introducido, pero contaba considerablemente que no se gastaban muy rápido pero en cuanto fueron reemplazados con ganchos triples, alguno de los cuales tienen una capacidad de 500 toneladas o más.

En un esfuerzo por reducir el costo total y el espacio vertical requerido, un gancho triple combinado con un bloque móvil ha resultado muy popular. Esto es particularmente verdad de los tamaños de una capacidad de 250 a 300 toneladas (ver Figs. 4-2, 4-3, 4-4, 4-5).

Fig. 4-4 Scheratic drawing of wireline reeving system Fig. 4-5 Mast type crown block.

Fuente: freepatentsonline.com/7178788.html Fuente: chinahisin.com

SISTEMA ELEVADOR DE CABLE METÁLICO

Dentro del sistema elevador, los caballetes portapoleas y móviles, cuando están encordelados con el cable de perforación, multiplica el estirón de la línea de la grúa de tal manera que el peso pesado que el cable de perforación puede ser elevado o bajado durante la perforación.

Los bloques y la línea actúan como un sistema de poleas de ingeniería avanzada para proporcionar la necesaria ventaja mecánica o multiplicación de la carga. Esta multiplicación de la fuerza es la grada, como en cualquier sistema simple de poleas, a costa del movimiento. Así, el tambor izador debe ovillar más línea que su equivalente a la distancia a través de la cual el bloque móvil se dirige.

Un cuadro esquemático de un sistema elevador simplificado es demostrado en la Fig. 4-4. Esta figura demuestra un bloque con una facilidad mecánica de seis. Seis es descubierta al contar el número de líneas que elevan el bloque móvil. Si el sistema de equipo ilustrado, el tambor izador tendría ovillar 600 pies delinea, pero la línea desizada de la grúa seria solamente 20.000 lb, suponiendo que se Ha encontrado una fricción insignificante en el sistema elevador.

Realmente, algún esfuerzo se requerirá seguramente para mover la línea y rotar las poleas. Debido a las muchas variables encontradas en este empeño, es una práctica generalizada a añadir el 2 % de la fuerza aplicada para cada línea. En nuestro ejemplo, la aplicación de este factor del 2 % añadiría el 2 % o 2400 lb al estirón necesario de la línea de la grúa. Las 224O0 lb resultantes, como el estirón necesario de la grúa para levantar una carga de 120000 lb, sería lo suficientemente preciso para cualquier caso con excepción de casos muy extremos (Figs. 4 – 4, 4 - 5).

Antes de pasar a una descripción de los bloques, deberla observarse que en la mayoría de los casos la carga sobre el caballete portapoleas es apreciablemente mayor que la carga pobre del soporte desplazable. Si Ud. se da cuenta que la tracción en el cable o línea de tensión es aproximadamente constante, alrededor de 20000 lb a través del sistema, resulta aparente que la carga sobre el caballete portapoleas es de 160000 lb ( 8 líneas por 20000 lb ), comparada con 120000 ( 6 líneas por 20000 ), sobre el soporte desplazable.

CABALLETES PORTAPOLEAS

El caballete portapoleas, como la polea fija en el sistema rotatorio, está firmemente ajustada al soporte principal o barrena atracado con agua, vigas de la estructura de la perforadora, sea mástil o torre de perforación. Las vigas de soporte frecuentemente son una parte integral de la estructura del mástil en vez de un montaje separado. La colocación del caballete portapoleas es generalmente fijada por el diserto. Esta colocación del diseño está

gobernada por la necesidad de la tubería suspendida sobre el centro del pozo y al intentar colocar la línea estable de la polea lo más cerca posible del centro (longitudinalmente), del tambor izado. Si la relación de la determinación del centro está suficientemente fuera de tal manera que se obtendría un ángulo de desviación de más de 1.5 grados, resultaría un pobre ovillamiento del tambor y un excesivo desgaste de la cuerda. Aun cuando existe una multitud de diseños de caballetes portapoleas, incluyendo montajes de 2 pisos con poleas superiores de ángulo recto, alguno de los modelos más populares para perforación moderna normal incorporan poleas paralelas y un montaje de un solo piso. Otros disertos, particularmente para uso de mástil, utilizan un diserto especial de colocación (Fig. 4 - 5). Para uso de torre de perforación, donde existe espacio para la línea dentro de la estructura se utiliza un arreglo de polea en línea. (Fig. 4 - 6)

Aun cuando no es realmente una parte de la corona, frecuentemente se acopla una polea de cable de limpieza, a un extremo de las vigas principales del caballete portapoleas. En las operaciones de hoy en día, la polea de cable de limpieza está generalmente colgada por debajo del caballete portapoleas, fuera del espacio de las líneas de perforación. La verdadera colocación de la polea está determinada por la colocación del carretel del cable del achicador, pero los lados del malacate (atrás) o la ventana - v (adelante) son colocaciones comunes. (Fig. 4—6/4-7).

Fig. 4-6 Derrick type Crown block Fig. 4-7 Partial cutaway of traveling block

SOPORTES DESPLAZABLES

La mayoría de los soportes desplazables incorporan colocaciones de poleas paraleléis y en línea demostradas en la Fig. 4 - 7. Los soportes desplazables están diseñados y seleccionados para satisfacer un número de diferentes., y en muchos casos conflictivos requerimientos.

Un requerimiento fundamental es aquel que a fin de asegurar estabilidad, el soporte deberá tener un centro de gravedad bajo ya que cualquier inclinación o inversión del soporte durante las operaciones hace que el trabajo del aparador de la torre de perforación sea muy dificultoso. El soporte también debería ser corto de tal manera que menos espacio del techo, especialmente en los mástiles portátiles más cortos, sea utilizado en la punta del ciclo de izada.

En la misma forma, el soporte deberla ser angosto o delgado de tal manera que el hueco interno dentro del mástil superior no esté en peligro. En algunos diseños de mástiles el hueco está más limitado por la plataforma del operador y la estructura de almacenamiento de la tubería.

La delgadez y pequeñez se combinan para proporcionar un soporte más liviano, tan importante en estos días de equipo portátil.

Por otra parte, un soporte que es liviano no superará la fricción de la línea lo suficientemente rápido para descender con un gancho vacío, de tal manera que algún compromiso es frecuentemente necesario. Además como todo equipo de perforación, los dos soportes y especialmente el soporte desplazable debe ser diseñado de material suficientemente pesado para soportar el manejo encontrado en el vigoroso uso en un campo petrolero.Estos requerimientos han dado como resultado el diseño y utilización de la combinación soporte y gancho, construidos con una sola unidad. Este diseño, aun cuando proporciona una conexión más rígida entre las dos unidades, ahorra un espacio operacional bastante apreciable. A medida que el soporte desplazable opera en áreas de trabajo humano, los puntos por donde recorre el cable sobre las poleas debe estar protegido contra el contacto personal. En la práctica, solamente puntos de entrada muy angostos son dejados en las protecciones del soporte para los cables. Un resguardo típico está demostrado instalado en el soporte desplazable en la figura 4-8.

ENSARTAMIENTO DE SOPORTES

El ensartamiento o guardamiento de la corona y del soporte desplazable pueden obtenerse en muchas formas para adaptarse a las condiciones especiales encontradas. Los principales factores comprometidos en la decisión del guardamiento están asegurando que el soporte desplazable cuelgue y viaje en línea recta para que el operador de la torre no esté en peligro

por el cable fijo que los cables adicionales pueden ser ensartados fácilmente a medida que el pozo progresa.

Fig. 4.8 Modern traveling block

POLEAS DE SOPORTE

La corona y el soporte desplazable este manufacturados de acero de alta calidad y generalmente rotan sobre cojinetes de amplio diámetro; anti – fricción. Entonces, las poleas y los cojinetes están, en la mayoría de los casos, sostenidos por la columna.

Para fácil servicio los soportes vienen con sistemas de lubricación de grasa de tal manera que el lubricante esta canalizado independientemente en cada cojinete a través pasadizos dentro de la columna d soporte.

Cuando fuera posible debería proporcionar un sistema de lubricación centralizada y de fácil alcance, tal sistema, opcionalmente disponible de cada lado, es utilizado con el soporte demostrado en la figura 4.8

El diámetro de la polea es un compromiso entre el requerimiento máximo de la vida del cable metálico y el balance total del diseño del sistema elevador

Como una regla, el cable metálico 6 * 9 no debería utilizarse en una polea 30 veces menor que el diámetro del cable a menos que se encuentre en condiciones muy especiales que se han desarrollado

Los propios factores pertenecientes a la vida del cable bajo tales condiciones especiales en la práctica API. Recomendada No.9b sobre “aplicación, cuidado y uso del cable metálico para servicio de campo petrolero”. Esta publicación también contiene una gran cantidad de otros datos concernientes al cable y a las poleas.

Las gargantas de las poleas están hechas ligeramente más grandes que el tamaño del cable que se va a utilizar, proporcionando un arco de dirección para la línea de 150 grados de la circunferencia del cable debería recordarse que las gargantas, de las poleas se hacen más

pequeñas con el uso y como resultado, una línea más grande no puede ser nunca utilizada sobre poleas gastadas. Cuando sea necesario, sin embargo es posible utilizar una línea ligeramente más pequeña en una garganta de poleas mas grandes (fig:4.8).

CAPACIDAD DEL SOPORTE

La capacidad de la corona o soporte esta generalmente en términos de la capacidad del cojinete principal el cual se ajusta a la norma API 8ª, capacidad del equipo de perforación y producción, los siguientes datos sobre factores de capacidad y seguridad de cojinetes es producido con el permiso de la norma API 8A.

FACTORES DE SEGURIDAD

Los factores de seguridad serán como sigue:

Calculado:

Capacidad toneladas Factor seguridad.

150 o menos 3.00

Sobre 150 a 500 3.00

Sobre 500 2.25

= (0.75(R-150))/350

DONE R capacidad calculada en toneladas

La capacidad de los cojinetes de la corona y los soportes desplazables estarán determinados por la formula:

Wb= (NWr)/585Y

DONDE

Wb= capacidad del cojinete en toneladas

N = numero de poleas en el soporte

Wr = capacidad individual de los cojinetes

Y=1.25 para columna estacionaria

Y= 1.00 para columna rotativa.

MANTENIMIENTO DEL SOPORTE

La corona y soportes desplazables deberían ser periódicamente bien lubricados,

Dependiendo del servicio y condiciones del trabajo. Cada vuelta deber9a ser un periodo nominal durante operaciones de trabajo fuerte.

Ya que el reranurado es preferible a la pobre vida de la línea, debería observarse el desgaste en la garganta de la polea en los dos soportes y revisar con medidor API de configuración.

CABLE METALICO

El cable metálico es una de las herramientas más versátiles utilizadas en los campos petroleros.

Si echamos una mirada a as diferentes operaciones de campo descubriremos que no existe mucho trabajos en los cuales el cable metálico no desempeña un rol importante, tratándose de la perforación de un poza petrolero, es tan vital que ningún método actualmente utilizado pudiera existir si el cable metálico para subir y bajar el tremendo peso de las herramientas utilizadas.

Los ingenieros saben que para usar mejor una herramienta uno debe entender sus características y limitaciones. Esta sección revelara las características del cable metálico, demostrar cómo afecta a la perforación y como la perforación le afecta a estas.

La fuerza del cable metálico es una función del área transversal y el grado de acero a ser utilizado en la construcción. La proporcional a sus respectivas sesiones transversales a fin de que pueda utilizarse la fuerza total, la línea debería estar en una condición balanceada bajo la carga.

La flexibilidad está definida como la Resistencia a la perdida de flexión, se la obtiene por el uso de cables más numerosos y pequeños, o más cabos para fabricar la cuerda. El tipo de cableado y el alma también afectan la flexibilidad original de una cuerda. Los cableados generalmente más utilizados están representados en la figura 4.9.

La formación de martensita debido a los cambios rápidos de temperatura durante rozamiento sobre los tambores y poleas la flexión concentrada y continua a medida que la polea fija o la curvatura de radio corto afecta adversamente a la flexibilidad.

Ya que el cable metálico es una herramienta flexible, siempre trabajara en tensión, trabaja menor cuando el seno se ha reducido, a un mínimo, el repentino seno excesivo es una línea cargada, tiene los mismos efectos potenciales como si fuera puesto en compresión, esto es, una contorsión puede ser intercalada. También, los riesgos de sacudimiento de carga aumentan grandemente a medida que el seno es removido por la carga.

Fig. 4.9 Wire rope lays

La elasticidad produce un elemento de seguridad cuando se aplica sacudimiento de cargas, la elasticidad es inherente en los cables y cabos de la cuerda halándose en forma espiral (no torcidos), el largo y tipo de cableado determina el grado de elasticidad, el sacudimiento de las cargas de una magnitud relativamente baja y/o sobrecarga reduce la elasticidad.

La resistencia de la abrasión está en función del cable exterior, es ayudada por el martillo mecánico de los cables exteriores, lo cuales presentan una área de superficie más grande a las fuerzas abrasivas. La ductividad del acero empleado es tal que este martillo s lleva a cabo temprano en la vida e servicio del cabo. El cable metálico de cableado paralelo tiene una mayor resistencia a la abrasión que los cabos por cableado regular por cuanto tiene una mayor exposición de los cables en la corona de los cabos.

A fin de cada cable y cabo se adapta a su carga es necesario que cada uno mantenga su posición relativa a otros cables y cabos.

La trituración y/o el torcimiento tienden a destruir esta relación, el principal propósito del alma es de espaciar y soportar los cabos, es decir, proporcionar resistencia, 2 de trituración. El soporte es más importante sobre el tambor a medida que el cabo se acerca al final de su vida útil.

El torcimiento tiene dos efectos diferentes sobre la potencia. Los torcimientos temporales, como sobre una polea, causan una distribución desigual de la carga de tal manera de que los cables más alejados de la garganta soportan más que aquellos que están más cerca de ella. Esto es más importante en la polea fija por cuanto el cable está restringido al movimiento en aquel punto y los mismos cables y cavos llevan cargas desproporcionadas sobre prolongados periodos de tiempo o servicio. La eliminación parcial de esta codician es el propósito de deslizamiento entre la incisiones. Los torcimientos permanentes tales como cocas, en sortijamientos y cavos altos arrojan toda la carga sobre la parte de los cables y cabos.

MANTENIMIENTO DEL CABLE METALICO

La corrosión puede reducir la potencia por la reducción del área transversal y/o flexibilidad por la formación de herrumbre entre los cables de tal forma que su habilidad de deslizarse junto a otro se disminuye. La corrosión resulta al bajar al cavo dentro de los fluidos del pozo (como un cable de extracción de testigos o un cable de limpieza), rastrear sobre materiales corrosivos de lodo o tierra.

La protección de los corrosivos radica de la ampliación de la fábrica de lubricantes ayuda por la limpieza apropiada y la lubricación de campo o la remoción del cable de los medios corrosivos. La corrosión es especialmente insidiosa en los cables en los cuales el lubricante se a comprimido o se ha o se ha removido del alma textil y de los alambres. El alma puede actuar como una mecha trazada, llevando al agente corrosivo dentro del cabo donde ataca a

los alambres internos ocultos mientras que los cables externos permanecen brillantes debido a la abrasión.

Los materiales utilizados y los métodos para la manufactura y el uso del cable metálico prohíben la utilización de cualquiera de estas utilizaciones de cualquiera de estas características al 100% de eficiencia. La flexibilidad es frecuentemente sacrificada para obtener la resistencia a la abrasión, vise versa dependiendo de la utilización final de del cavo se debe sacrificar la resistencia máxima a la trituración para obtener flexibilidad puede utilizarse un alma de cable metálico independiente en vez de fibra por resistencia a la trituración, etc. estas dificultades son resueltas en el diseño del cabo. Por ejemplo, el diseño “seala “es el más común para cables de perforación rotativa. Este tiene grandes alambres internos más pequeños para dar flexibilidad. Algunos diseños típicos de cables metálicos de pozos petroleros son demostrados en la fig. (4-10).

Sin hacer caso del diseño del cable, el servicio máximo requiere que los instrumentos auxiliares utilizados para guiar y controlar el cabo (ancla del cabo muerto, estabilizadores del cable poleas , tonos de izar, grampas , etc.), sean del tamaño apropiado, en buena condición y aplicada en forma apropiada (figs. 4-11,4-12,4-13). Las características han. Demostrado las formas en las cuales el cable metálico puede dañarse y señalar la forma de evitar estos daños

Fig (4.10). Wire rope desings used in oilfields

Fig.(4.11) method of attaching wire rope clips

Fig (4.12) right and wrong methods to spool on lines

Los mecanismos de control proporcionados por los conocimientos de ingeniería no solamente ayudan a manejar el cable sino que estos sirven para evitar los daños cuando se los utiliza en forma adecuada

CALCULOS DEL SISTEMA ELEVADOR

Los ejemplos demostraran mejor la simplicidad de los cálculos del sistema elevador. A fin de evitar problemas demasiados grandes para determinar el efecto exacto de flotación de la cuerda de perforación, fricción del agujero, etc. Supongamos que la carga máxima del gancho es 20000 lbs. y que la torre tiene una sarta de 8 líneas y necesita ser cambiada a 10 líneas. Veamos como la torres será afectada. Dos ecuaciones están comprometidas, estas son:

A

------------- = C Y (B + 2) C = D

B

(Figs. 4 - 10, 4 - 11, 4 – 12 y 4 – 13 ).

En las cuales:

A = Carga del gancho 1 b.

B = NUMERO DE LINEAS EN LA SARTA.

C = Tensión promedio en las líneas del sistema estático de carga, lb.

D= Carga de la grúa, lb.

200000 lb

---------------- = 25000 lb (8 +2) 25000 = 250000 Lb

8

200000 lb

---------------- = 20000 lb (10 +2) 20000 = 240000 Lb

10

Primero, es evidente que la tensión en las líneas ha sido reducida en el 20 %; o dicho de otra forma, si el factor de seguridad fue 3, ahora es de 3,6. Después, la carga de la grúa ha sido rebajada en un 4%. Además, aun cuando el mismo paso es suspendido, las maquina, conexiones de engranaje, juego de ejes, cadenas, frenos, gancho, es labon giratorio, goznes y elevadores no tienen que trabajar muy duro para ejecutar sus diversas funciones.

Existen algunas desventajas para considerar antes de añadir líneas a su sistema presente. Primero, si la velocidad del tambo rizador permanece igual, la tasa de elevación del gancho será rebajada. Luego, se debe envolver mas línea en el tambor izador para obtener la misma distancia del movimiento del gancho en muchos casos esto requerirá un cambio radical para el programa de movimiento y de corte, lo cual tiene que ser analizado y ordenado por un ingeniero de cable metálico

PROGRAMAS DE MOVIMIENTO Y CORTE

La mayoría de las compañías de perforación utilizan algún sistema para mover la línea a través del encordelado a una tasa uniforme y contarla a medida que alcanza el final de su vida segura y económica. Esto presupone tener línea de reserva en exceso de aquel encordelado requerido. Por supuesto, si el dinero ahorrado en un mayor servicio de cable entre los emplazamiento, se coloca un límite practico sobre la longitud de la reserva. El promedio del cable rotativo de perforación comprado está entre 35000 a 7500 pies de largo; sin embargo sobre grandes torres que trabajan en pozos a largo plazo, la longitud puede ser 75000 pies o más.

COMO ENCONTRAR LA LONGITUD MINIMA REQUERIDA DEL CABLE DE PERFORACION

Multiplicar la altura de la torre en pies por el numero de cables en encordelado mas dos, aproximar la respuesta alrededor de 50, luego sume el numero de pies de cable sobre el tambor.

EJEMPLO:

Utilizando 176 pies por altura de la torre, 8 por el número de líneas encordelada; 300 por el número de pies de cable sobre el tambor a bajo recorrido.

176 * (8 +2), o 176 * 10 = 1760

Aproximado alrededor de 50. Sumar el numero de pies de cable sobre el tambor (300) . Mínima longitud requerida = 2050 pies, esta longitud mínima permite a la línea vedada alcanzar la base de anclaje de la estructura.

La evolución del servicio del cable metálico está hecha en términos de pies libra de trabajo hecho; sin embargo, debido a la magnitud de trabajo realizado la unidad común utilizada es la tonelada milla. El método API para calcular el servicio de cable metálico, como esta dado en la práctica recomendada 9 –B de API, el más preciso utilizado

Es la base para la mayoría de las calculadoras tipo ábaco y tablas que son utilizadas en el campo. La mayoría de programas de movimiento y corte para Torres rotativas están basadas en records exactos que un cable de perforación ha ejecutad. El final del tambor de los cables de perforación rotativa esta en el final del punto de admisión.

Los cables de sondeo por percusión están cortados sobre el final del instrumento.

Una estrecha inspección visual debería tener prioridad sobre el registro tonelada milla a medida que pueda existir una verdadera necesidad para el corte antes que el registro indique la necesidad. Esta política debe ser manejada con buen juicio y experiencia.

Para los primeros cortes sobre una nueva línea de perforación no deberá tener la apariencia de haber estado gastada por cuanto no ha pasado a través de todo el sistema, en este caso es mejor

Observar el registro de hacer el corte que esperan y lamentarse.

Siempre mantenga vigilancia del cable desde la polea muerta todo el trayecto hasta el tambor. Si se permite muchas toneladas millas para acumular antes de una movida y corte, es casi cierto que un corte largo tiene que hacerse después. Bajo exanimación, generalmente resulta que un mal lugar estuvo sobre la polea muerta en un momento o en otro.

Pocos alambres rotos esparcidos sobre el tambor en baja aceleración no deberían causar alarma, pero no se le puede permitir al cable correr hasta que los alambres rotos lleguen a ser numerosos o estén localizados en una sección corta del sistema.

Un calibrador de cable metálico es útil durante la inspección cuando se mide el diámetro del cable cuando parece que ha sido abatido. Esto generalmente es debido a la falla del núcleo.

El método apropiado para utilizar el calibrador está demostrado en la figura 4- 15.

fig 4.15 right and wrong way to caliper wire rope

Los records toneladas milla no se aplican si el cable esta retorcido. También, no hay forma de evaluar una gran tracción extra, tal como sobre una tubería de perforación acuñada o revestimiento. El record es cuestionable hasta que toda la tubería entre las líneas muertas de anclaje y el final del tambor al momento de lograr tracción sea removida del sistema. Esto puede ser parcialmente desalineado al añadir arbitrariamente 200 o 300 toneladas millas al registro al momento de la tracción, pero no se puede asegurar que esto remedie la situación.

Posiblemente, la regla en la que más están de acuerdo los ingenieros de cable metálico y la gente de la perforación rotativa es aquella que el programa de movimiento y corte debe ser deseada para cada torre en forma individual. Más allá de este punto, los métodos para determinar la economía y la vida sin peligro de cable, y la longitud y frecuencia de corte varía ampliamente. La idea principalmente es escoger alguna meta para servicio en términos de toneladas millas por pie de cable e idear un método para alcanzar esta meta. Un método es presentado aquí como un ejemplo.

Para el propósito de análisis, supongamos que un cable de 4500 pies ha sido adquirido. De los cuales 1500 pies son requeridos para encordar, y que se desea obtener 15 toneladas millas por pie del cable de reserva. Además, se supone que por observación se ha determinado que una acumulación aproximadamente 1000 toneladas millas entre los cortes de deslizamientos a intervalos de aproximación 500 toneladas millas.

Es práctico, seguro y económico, este método para determinar las longitudes de deslizamiento y corte como sigue:

4500 pies – 1500 pies= 3000 PIES DE CABLE DE RESERVA.

15T – m * 3000 pies = 45000 T – m servicio (en este caso, 10 T – m por pie de cable de reserva).

500 1000

-------- = 33.3 pies / deslizamiento ------------- = 66. 7 pies / corte

15 15

3000 pies

----------------- = 45 cortes que se deberían hacer

66.7 pies

Ya que toneladas- millas no se acumules en lotes de 500, así es como trabaja en servicio:

520

----------- = 34.7 sobre deslizamiento

15

969

---------- = 64.6 pies sobre este corte

15

Si se sigue el procedimiento de arriba y no pasa nada que requiera un corte radicalmente fuera de programa o indebido, sería posible alcanzar la meta sin dificultad. Después de tratar este método por un tiempo y si baja una prolija inspección de cable metálico se descubre que esta es muy alta o muy baja, debería alternarse en pequeños incrementos hasta que se encuentre la propia meta.

  

Fig 4.16 two spooling conditions conducive to severe wear

Cualquier método que se utilice para determinar las longitudes de deslizamiento y corte, es más importante ver que la longitud desplazada no coloque cualquier parte del cable en una posición de severo desgaste por segunda vez. Estos puntos de severo desgate son las partes del cable sobre cualquier polea sea en la posición alta o baja de recogida,( verFig.4-16*) y los lugares donde las subsiguientes envolturas cruzan sobre aquellas por debajo en el tambor. Vale repetir que la inspección visual deberá ser más importante para determinar el tiempo para contar que el registro tonelada milla, pero cuando el registro dice corte, no espere, hágalo ahora.

CAPÍTULO 5 - ACCESORIOS/ HERRAMIENTAS/ INSTRUMENTOS

Uno de los más versátiles accesorios alrededor de una cabria de perforación rotatorio es el cable de cabrestante auxiliar. Tradicionalmente el cable de cabrestante auxiliar es el cordaje de manila 1 1/4 o 1 1/2 Pulgadas de diámetro y de una longitud aproximadamente igual para dos y un medio tiempo de la altura de la torre esto es pasar un cable por las poleas encima de una relación del cable auxiliar suspendida por debajo del Bosque de corona con un final.

Para la bodega de la parte posterior fuera de la vía cercana al borde del paso de la torre.

El cable de cabrestante auxiliar es usado para recoger objetos partiendo desde una área a otro próximo al piso de trabajo mientras tanto están suspendidas en medio del aire estos están moviendo o son empujados hacia el punto deseado y luego, desciende el resto. El cable de cabrestante auxiliar es usado para levantar objetos de pequeños pesos con unos pocos cientos de libras, como aquellos pesos de una tonelada o más.

Un ejemplo de este uso es levantar el buje maestro de la mesa rotatoria el uso más común es para empujar desde el baloncillo elevado, simples longitudes de tubería de perforación, otras hacen juego dentro del hueco de ratón, o colocadas para ser cerradas con aldabilla por los elevadores para tubería de perforación.

ELEVADORES PARA TUBERIA DE PERFORACION

Los elevadores para tubería de perforación (Fig. 14.1) usualmente son un tipo de aldaba central y pueden ser sustituidos por otras juntas de herramientas con rebordes cuadrados o con rebordes ahusados.

Los eslabones de elevador (Fig. 11.2) dos por juego, son de acero forjado con argollas en cada extremo de las barras, un par para soportar los elevadores y el otro par para suspender encima

Unas adaptaciones las orejeras del gancho triple. Los eslabones de elevador están disponibles en una variedad de tamaños, longitudes y capacidades.

Diámetros del cuerpo entre argollas tienen un rango desde 1¾ pulgadas a 3 ₂ pulgadas con⅟ capacidades correspondientes por pares desde 150 a 500 toneladas. Generalmente la longitud de los eslabones están en un rango desde 36 pulgadas para tamaños pequeños hasta 12 pies para los grandes tamaños corrientes.

ELEVADORES PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO

Los elevadores para tubería de revestimiento son usualmente una variedad de portezuela lateral, y están disponibles en el tipo de collar convencional o el tipo de cunas, las cuales agarran la tubería de revestimiento debajo del collar. El elevador tipo cuna es utilizado

únicamente en largas y pesadas sartas de tuberías de revestimiento, usualmente 13 ₄⅟ pulgadas y más pequeñas.

Una adaptación especial para trabajo pesado del lado de la portezuela del elevador tipo cuna es llamado el elevador araña,(Fig.11.4).Uno de tales detalles es usado como un elevador y otro de estos detalles es usado en vez de las convencionales crucetas o arañas para tubería de revestimiento y cunas ensambladas.

CUNAS ROTATORIAS.

Las cunas rotatorias (Fig11.5) son usadas para soportar las sartas de perforación en la mesa rotatoria mientras hacen conexiones durante una ligera operación, las cunas están encajadas y consisten en un juego de tres o más segmentos.

Cuando el juego está en la mesa rotatoria estos segmentos contornan en el lado posterior el agujero y abuzamiento del tazón de cuñas de la rotatoria y en el interior del cuerpo cilíndrico de la tubería de perforación.

El abusado del tazón de cuñas en el buje maestro de la rotatorio conforme las especificaciones API para diámetros y longitudes y ahusados fue aprendido a través de muchos años de experiencia este tazón abusado de cuatro pulgadas por pie ambos proveen la más adecuada precisión de las cuñas insertas contra la tubería y libertad de las cuñas en el tazón, después la carga sobre la mesa es removida.

Cada segmento de cuñas ya sea tres por unidad o cuatro o por unidad incorporando 4 partes principales cuerpo, mango, pasador de bisagra y un juego de accesorios de inserción en las cuñas de una pieza todos así llamados segmentos, ya sean tres o más. Están articulados juntos y por lo tanto tienden a subir o bajar dentro del tazón en unisonó en perjuicio de la tubería de perforación esta desviada para de profundidad moderada dos piezas de cuñas son usadas donde cada pieza envuelve dos segmentos que están articulados juntos. Este tipo de cuña es algo liviana y más conveniente para maniobrar que la cuña de una pieza.

El segmento de cuerpo usualmente es hecho de acero fundido de acero fundido de una estructura de panal con el propósito de reducir el peso los accesorios de inserción, o dados como son llamados a veces son en alto grado herramientas de acero: penetran ligeramente en la tubería de perforación . Los segmentos de los cuerpos pueden ser de dos o más tamaños básico, cada uno de los cuales darán cavidad a los accesorios de inserción para dos o tres tamaños de tubería. Las cuñas de tubería de perforación con accesorios de inserción apropiados pueden ser usadas para el manejo de la tubería de revestimiento en tamaño desde 7, 5 pulgadas de diámetro exterior.

Fig 11.2 Elevators links Fig. 11.1 Drill pipe elevators

Fig. 11.4 slip elevator type spider

Fig. 11.5 Drill pipe rotator slips

Fig. 11.6 Power slips

Fig. 11.7 Solid casing bushings

CUÑAS DE FUERZA

Las cuñas de fuerza a. (fig.11.6). Son usadas en la manipulación de la tubería de perforación, han sido muy aceptables porque ellas tienden a mejorar las condiciones de trabajo y fomentan la seguridad del personal la fuerza matriz media utilizado entre comprimido (aproximadamente 100 p 31) controlada por una válvula de estrangulación que está en el lugar del perforador.

Los numerosos segmentos de cuña están unidos a una argolla levantadora libre para girar dentro De las palancas las cuales se extienden lateralmente hasta el cilindro de aire al lado de la mesa rotadora las cuñas de fuerza están siendo proporcionadas por fabricantes y cada una tiene alguna característica especial todas sin embargo. Están situadas encima de la superficie de la mesa rotatoria y se puede o no hacer uso del tazón de cuñas o del buje maestro.

CRUCETA PARA TUBERTA DE REVESTIMIENTO Y CUÑAS.-

La cruceta original fue una de las piezas del tipo de plataforma hecha de acero forjado con un gran tazón de cuñas para dar cabida al tamaño más grande de tubería de revestimiento para ser corridas este tipo de ensamble de crucetas y cuñas es típico de las herramientas de cable fueron ocupados en la área rotatoria.

Modernas crucetas para tubería de revestimiento se usan como unidades básicas en la mesa rotatoria tamaños de tubería de revestimiento no más grandes que 7 5/8 de pulgada de diámetro exterior pueden ser corridas a través de la mesa con una pieza como el buje de reducción para grapas de anillos como el expuesto en la fig. 11-7.

Como se notara las medidas del adaptador son requeridas para tamaños de tubería de revestimiento más pequeñas que 11/1/8 pulgadas de diámetro exterior para tuberías de revestimiento más grandes que 10 1/8 de pulgadas de diámetro exterior las crucetas usadas

Fig.11.10 Drill collar salely clamp

Fig. 11-11 Bit breaker

Más comúnmente es la tipo CHARNELA. Fig.11-8. Observando la Fig. 11-9 un extra largo, un tipo de segmento múltiple de cuña de tubería de revestimiento que puede ser usada con un buje de reducción para grapa de anillos Fig.11-7., o con el buje .tipo CHARNELA Fig. 11-8. Una adaptación de la cuña de tipo del segmento múltiple puede ser usada para soportar el collar de perforación en la mesa rotatoria.

GRAPA DE SEGURIDAD DEL COLLAR DÉ PERFORACIÓN.-

Cuando manipulamos convencionalmente la junta lisa del collar de perforación a través de la mesa rotatoria es siempre recomendable, prescindiendo de cuan electivo las cuñas estén supuestamente apretadas una grapa de seguridad alrededor del collar de perforación arriba de las cuñas antes de hacer o desconectar una conexión del collar de perforación. Fig.11-10.

DESCONECTADOR DE LA BARRENA.-

Las barrenas para roca son a menudo manejadas apretando o aflojando con una almádena. Una mejor práctica es hacer uso de un desconectador de la barrena Fig. 11-11. el espesor superior de la plancha la cual descansa dentro del área del buje maestro de la mesa., tiene

Cortes externos para permitir el paso de los conos de la barrena hacía lo más bajo del piso o plancha.

Los cortes externos proveen un razonable ajuste alrededor del cuerpo de la broca o así como muñones para prever la rotación en el seguro de la mesa rotatoria. La barrena puede ser luego desconectada afuera con las tenazas de agarre del collar de perforación.

TENAZAS Y LLAVES DE FUERZA.-

Las tenazas son para los hombres sobre el piso de la torre lo que la llave de tubos es para el plomero sirve para conectar y desconectar juntas en la tubería.

Las tenazas para perforación rotatoria son tenazas manuales. Fig. 11-12a-11-12b. el rango en tamaño varía desde las requeridas para tuberías de producción hasta tamaños apropiados para tuberías de revestimiento. Cada tenaza puede pesar desde 200lbs. para tamaños más pequeños hasta 750 lbs. para los tamaños más grandes.

Cada tenaza puede cubrir un rango considerable de tamaños de tubería para cambiar la llave "quijada con uñas de cierre" Fig. 11-13. Las tenazas en uso están suspendidas para permitir ser giradas al centro del piso para uso y giradas hacia afuera del camino cuando no están siendo usadas. Cuando se ha enroscado la tubería de .revestimiento la práctica general es usar, un cable de enroscar y desenroscar tubería o cadena en conjunción con el torno auxiliar encima del malacate para enroscar la tubería inicialmente. Para apretar se usa una tenaza para perforación rotatoria con un cable de cabrestante auxiliar.

Cuando la tubería de perforación se saca del pozo la práctica es usar dos tenazas, una anclada para sostener y un torno auxiliar conectando al cable de las llaves para que la otra desenrosque la junta. Las más largas medidas apropiadas para tubería de revestimiento están disponibles, pero ellas son usualmente obtenidas sobre una base rentable.

La potencia de las tenazas para tubería de producción proveen un rápido enroscamiento de juntas en esto ellas eliminan el uso de cables de enroscar y proveen un ajustamiento de las juntas para torque específico. La capacidad de potencia de las tenazas es grande lo suficiente para permitir que ellas sean usadas encima de la tubería de perforación, y ellas están siendo empleadas de esta manera en un grado considerable. Fig. 11-14

Fig. 11.12 a Manual drill pipe tongs

Fig. 11.12 b manual casing tongs

Fig. 11.13 rotary tong lug jaws

Fig. 11.14 hydraulic drill pipe tongs

Las llaves de fuerza son reversibles y tienen dos velocidades para enroscar desenroscar y enroscar la tubería de revestimiento bajas velocidades para desenroscar tubería, un fabricante de llaves de fuerza señalara si ellas pueden ser usadas para perforación ligera, tal como para una perforación obturada para afuera

La potencia de las tenazas es provista por la existencia de las dos aire o fuerza motriz/hidráulica en la cabria, o trailers o comprensores montados deslizables o unidades a de poder hidráulico.

Ya sea que las tenazas sean usadas normalmente o por fuerza motriz debe recordarse que la tubería utilizada en posos do petróleo y gas está sujeta a un severo uso constante desde tuerzas de tensión hasta la acción corrosiva y abrasiva, es por lo tanto deseable que las tenazas no hagan distorsiones indebidamente marcadas en la tubería.

Es conveniente que las tenazas tengan las siguientes características: 1) Ellas deberían ser de fácil cerrojo y también fáciles para levantar el cerrojo aún mas están provistas de un cierre positivo mientras están en uso. (2) Ellas deberían ser adecuadas para un amplio rango de tamaños de tubería para cambiar el mínimo número de partes (3) Ellas deberían estar equilibradas propiamente para facilidad y seguridad en su manejo.

Sé señaló que las tenazas pueden representar una inversión considerable. Por lo tanto debería ser mencionado que las tenazas mas grandes mantienen facilidades para reparación de sus tenazas en donde sean reconstruidas o reemplazadas sus partes gastadas o rotas de este modo tendrán una extremada duración.

Fig. 11.15 a Kelly spinner swivel device

Fig. 11.15 b Kelly spinner swivel device line drawing

EL GIRADOR DE JUNTA KELLY Y AUXILIARES.-

En situaciones de perforaciones rápidas, y con ahorro de tiempo en la adición de longitudes Me tubería de perforación hacia la sarta de perforación pueden afectar significativamente sobre todo al tiempo requerido para perforar un pozo.

Hace muchos años alguien tuvo la idea de un hoyo de ratón situado a un lado lejano de la mesa rotatoria, alejado del malacate.

Una simple longitud dé tubería fie perforación es colocada dentro del hueco de ratón a veces antes de bajar a perforar con el cuadrante. Cuando esté listo para añadir la próxima longitud de tubería de perforación hacia la sarta de perforación, el cuadrante es

desconectado y girado encima del hueco de ratón y enroscado adentro de una tubería simple en la cual reposa.

El enroscamiento usual y apretamiento en la conexión es utilizado de este modo partiendo de las practicas previas a localizar el cuadrante en su ratonera guardándolo simplemente atornillándolo dentro de la sarta de perforación bajándolo cerca a la parte superior de la mesa y luego subiendo y conectando el cuadrante (Kelly).

Aunque las conexiones en el hueco de rata ahorran tiempo considerablemente, este requiere bastante cantidad de esfuerzo manual y los hombres de piso están sujetos a ciertos riesgos de seguridad los. Cuales mediante el mecanismo conocido como girador de junta de Kelly

Un girador de junta de Kelly es una unidad conductora de fuerza motriz unida a la parte más baja de la unión giratoria y a cual puede hacer girar el cuadrante con una fuerza considerable. Usualmente es manejado por un motor de aire tipo ''aletas". La masa o peso de la unión giratoria, gancho y bloque provee inercia suficiente.

Para tomar una completa ventaja del girador de junta de Kelly ciertos auxiliares están disponibles para, ser instalados en la parte superior del hueco de rata:

A ttubería de retención soporta la herramienta y centraliza el cuadrante. Cuando un juego de tubería de perforación está dentro del hueco de rata están ambos soportados por un retornador (contra rotación) mediante mecanismos que actúan con aire.

El centrador del cuadrante empleado con un dispositivo neumático de elevación con cable de acero y gancho que pueden ser localizadas alrededor del cuadrante. Cuando la fuerza es aplicada al cuadrante esta gira sobre una posición directamente sobre la caja.

Cuando bajamos hacia donde las roscas son acopladas, los giradores de junta de kelly están listos y la conexión del cuadrante y la ratonera están completos. Después de eso el cuadrante y estos son alizados y añadidos a la sarta de perforación.

Todas las operaciones descritas anteriormente son controladas por válvulas estranguladoras de aire en la posición del perforador.

Fig. 11 -15 muestra el cuadrante de junta de Kelly y el equipo auxiliar. Fig. 11-16 es la vista superior de la parte posterior de la herramienta de soporte y del estabilizador del cuadrante.

EL CUADRANTE Y LA ENDEREZADORA

Es importante que la junta del cuadrante esté derecho. Alta velocidad de rotación de un cuadrante tiende a crear vibraciones que son destructivas para algunos elementos de la cabria de perforación. El cuadrante llega a doblarse debido a varias causas: movilización de un lugar a otro, siendo levantado desde una posición horizontal o siendo bajado

horizontalmente. A veces para un gasto mínimo los collares de perforación y la tubería de perforación llegan a inclinarse debido al hebillado por abajo, también por mucho peso o desde el inicio de caída.

Fig. 11 – 17. Kelly and pipe straightener. Fig. 11-18. Mud pressure gauge

La enderezadora portátil mostrada en la Fig. 11-17 utiliza el principio del gato hidráulico, a una bomba operada manualmente hasta doblar el cuadrante, el collar de perforación están suspendidas a través de la rotatoria o en alguna parte descansan horizontalmente. La enderezadora ilustrada es una unidad enteriza, ligera de peso, esta tiene una fuerza de flexión de más de 100 toneladas. Esta debe ser de material manual de un diámetro superior a 8 ¾ pulgadas.

INSTRUMENTOS DE LA CABRIA DE PERFORACIÓN

El arte de la perforación de un pozo de petróleo es de inicialización rápida, así como otras operaciones puramente mecánicas, una ciencia de lectura, correlación e interpretación de la información obtenida a través del uso de instrumentos sensitivos relativamente confiables.

Mucho del progreso tecnológico ha sido realizado en la instrumentación de la perforación de un pozo de petróleo y aún más en el desarrollo de esta etapa.

Los principales instrumentos de control son el indicador de peso, los instrumentos de presión y volumen de lodo, el indicador de fuerza de torsión rotatoria, y el tacómetro. La aplicación de estos instrumentos y la interpretación de los datos obtenidos de allí es un arte que debe ser aprendido y aplicado eficazmente por el perforador y la máxima eficiencia debe ser obtenida en la perforación rotatoria.

INDICADOR DE PESO

El indicador de peso es el principal instrumento de control de perforación. Es usado para controlar el peso aplicado a la barrena mientras se está perforando; e indica que el peso total aplicado cuando es corrida en el interior, elevándose y pesándose con un peso similar medidos necesariamente para operar ciertos tipos de pruebas y herramientas especiales, El indicador de peso es por consiguiente un instrumento de seguridad así como el pozo es un instrumento de mejoramiento eficiente en la operación actual de perforación.

Lo importante de controlar el peso mientras se está perforando no puede ser minimizada, sin este control, las ratas de perforación deben ser disminuidas debido a la reducción de la vida de la broca, como el pozo es un hueco desviado y roto por torsión resultado de la sobrecarga y fatiga de la tubería de perforación y las juntas de herramientas. Los elementos de seguridad para el equipo y los hombres deben ser considerados.

La sobrecarga mientras pescamos y/o empujamos adherimos a la tubería de perforación podría resultar en serias pérdidas económicas y riesgo para el bienestar de la tripulación que está trabajando sobre el piso de la cabria de perforación.

Fig. 11-19. Driller´s console Fig. 11-20. Deadline weight sensor transducer

El hueco a la deriva y la fatiga en la tubería de perforación resultan del doblado de la tubería de perforación dentro de los extremos circunferenciales del hoyo, y en la excavación del hoyo el cual puede resultar de semejante inclinación, son condiciones las cuales pueden ser controladas por la cuidadosa aplicación de pesos un poco debajo de los límites críticos.

Por otro lado, la perforación direccional puede requerir sobrecarga intencional para mantener el ángulo de inclinación deseado. Un productivo trabajo de pesca requiere extremada precisión en el peso de la broca en la carga del gancho.

El sistema automático de control de avance opera a base del principio del peso constante tomando su señal de un elemento de peso sensible en superficie.

Hay algunos tipos diferentes de indicadores de pesos de perforación disponibles para el operador.

El tipo “SIMPLEST” es una unidad mecánica con un calibrador integral que grapan sobre la línea muerta dan una continua indicación de la conducción del gancho. Históricamente, este es el tipo que fue en otro tiempo aceptado universalmente por la industria de perforación.

Porque de el severo azotamiento de las líneas muertas para el cual el instrumento estaba sujeto, más el hecho que el instrumento estuvo a menudo algo lejos del perforación esas lecturas eran dificultosas, unificando indicadores de peso dando paso a indicadores remotos. Hoy la mayor parte de indicadores de peso unificados son usados como emergencia, comprobación o instrumentos auxiliares.

Otro tipo de indicador de peso tiene un tipo de diagrama de desviación sobre la línea muerta, conectada por una manguera de alta presión hidráulica (alguna vez se usaron tuberías de cobre) hacia el indicador localizado en la posición del perforador. Este tipo de instrumento, un gran adelanto en estos días, es visto principalmente en servicio sobre las cabrias de perforación o en localizaciones donde justamente están siendo perforados los pozos. Tiene ventajas de bajo costo, portabilidad e instalación simple.

Tipos de indicadores de pesos provistos de cuadrantes de lectura directa del peso en el fondo en adición a la carga del gancho, punteros compuestos de lecturas amplificadas de variaciones de pequeños pesos, y pueden ser equipados para proveer grabaciones gráficas (Vea Fig.11-19).

La más moderna unidad de este tipo toma una señal desde un diagrama traductor de presión instalado dentro de un ancla de cable de acero atada a la línea muerta. Los cambios de peso son transmitidos hidráulicamente por la manguera localizada en la posición del perforador. El ancla de cable de acero consiste de tambor y un brazo de palanca. El tambor es de rotación simple, excepto retenido por un traductor de presión. La línea muerta cargada es a veces convertida para una señal de presión para actuar el indicador de peso.

INSTRUMENTOS CON VELOCIDAD DE ROTACIÓN

Generalmente se habla de que la rata de perforación está directamente relacionada con el peso en la broca y la velocidad de rotación. Ratas de penetración alta y corta vida de la broca usualmente resultarán de altos pesos livianos y bajas velocidades. Cualquiera es una relación óptima entre estas variables para cada condición dada.

Puesto que la velocidad de rotación es un factor extremadamente importante en este cálculo, no debería ser dependiente de conjeturas del perforador, tacómetros simples útiles para todas las mesas rotatorias y diseños de cabria de perforación. Muchos tipos son útiles para adaptar todos los diseños todas las cabrias de perforación. Un juego de cable dirigido

es simple y exacto para distancias cortas avanzando desde la cabeza. Un tipo eléctrico es la mejor solución para longitudes mayores de 15 a 20 pies. Estos pueden ser un generador, transmisor o separador energético.

Fig. 11 – 21. Rotary chainactuated torque gauge

Fig. 11-22. Mud flow rate indicator Fig. 11-23. Pit-mud level indicator and recorder. recorder

El tacómetro neumático de la mesa rotatoria suministra para ambas indicaciones y registro de la velocidad de rotación porque es operada por presión de aire, que es también útil para los registros.

INSTRUMENTOS DEL SISTEMA DE LODOS

El sistema de lodos realiza un número importante de funciones y un cuidadoso control y operación eficiente es vital para obtener resultados efectivos en la perforación rotatoria.

Además sus funciones de mantenimiento del pozo, la restricción de formación de presiones, refrescar la broca y ripios, proporciona un adicional e importante función de limpieza de ripios de debajo de la broca, así se mejora la rata de penetración.

La presión de las bombas de lodo calibrada es el principal instrumentos del sistema de lodos. La calibración generalmente consiste de un cuadrante conectado a una unidad de diafragma contador situado en la línea de descarga de la bomba. La medición deberá ser calibrada en grande, con figuras legibles, sensitivas a pequeños cambios de presión y humedecida para estabilizar el indicador en el medio del nivel de presión.

Puesto que obtener un volumen adecuado de lodo es un factor importante en el abastecimiento de las necesidades para los ripios del pozo, la velocidad de la bomba y el indicador de volumen pueden ser usados en conjunto con la medida de la presión para auxiliar al perforador en el mantenimiento del funcionamiento de la bomba en su máximo rendimiento.

Fig. 11-24. Mud weight indicator and recorder

Fig. 11-25. Rate of penetration recorder.

Para una operación más efectiva de las bombas deberían ser operadas, sin sobrecarga, a máxima velocidad usando vapor al máximo. Cualquier cambio en la presión del lodo deberá ser detectado inmediatamente. Un aumento de presión generalmente indica un taponamiento en la broca. Una caída de presión puede ser causada por una pérdida de velocidad en las bombas, un corte en la válvula de la bomba, un pistón desgastado, forro marcado, hundimiento (por agua), pérdida de circulación, etc.

Además de los instrumentos del sistema de lodo, los cuales son usados como guías en las actuales técnicas de perforación, hay otras que son igualmente en salvaguardar contra posibles escapes de gas.

Peso ligero, baja viscosidad de los fluidos de perforación conducen a unas ratas de perforación rápidas. Es natural, por lo tanto el interés en la economía, para perforar con fluidos de bajísimo peso se controlará razonablemente la presión de los poros en el fondo del pozo que probablemente se encontrará.

Si el margen de seguridad es inadecuado, puede presentarse un golpeteo. Un golpeteo es simplemente la influencia de fluidos extraños, sea gas, aceite o agua salada. Golpeteos, si no son detectados o incontrolados hasta cuando son detectados, seguramente guiarán a un escape violento de gas.

Si surge un golpeteo mientras se perfora normalmente, está en marcha allí un inmediato incremento de la rata de retorno del lodo en la superficie y posteriormente una ganancia de volumen de lodo es más útil para detección temprana de un escape de gas. Algunos instrumentos, los dos, indicador, registrador, son ahora ofrecidos por varios fabricantes. (Fig.11-22).

Instrumentos del nivel del pozo, además del indicador del flujo de lodo, no solamente confirmará que fluidos en formación han entrado en el pozo, pero también cuando el volumen es inferior el pozo está taponado. Esta información es evaluada en la formulación de planes para circular fuera de golpeteos de fluidos mientras se mantiene la presión del fondo del pozo ligeramente en exceso en la presión de formación (Fig. 11- 23).

Fig. 11-26. Tong torque gauge

Otro instrumento útil del sistema de lodos es el indicador y anotador de lodo pesado. Está con el propósito de proporcionar al perforador, con continuos fundamentos, con información vital para las operaciones de perforación y control de pozo.

MEDIDAS DE TORQUE

El servicio más valioso de la medida de torque es el de minimizar el peligro de torceduras. Mejoramientos en los instrumentos de torque se han realizado durante años recientes, sin embargo, ahora proporciona al operador otra información valiosa en penetración en los núcleos, agrandamiento, limpieza, dirección y perforación de un pozo profundo, tanto en el pozo como en la determinación de la condición de la broca. Ver Fig. 11-21.

Porque las diferencias de medidas entre el trabajo requerido para vencer la fricción en el pozo y que es producido por el instrumento cortante, la medida moderna de torque facilita al perforador exactamente lo que este instrumento cortante está haciendo prescindiendo de la fricción del pozo y velocidad rotacional.

Un instrumento especialmente designado para adoptar a la cadena de perforación rotatoria consistente de un diente de rueda ocioso montado en la parte inferior y desviando el lado apretado de la cadena rotatoria. Un elemento de carga sensible es también conectado a una palanca la cual va atada al diente de rueda ocioso. Con alguna acumulación de torque, incrementa la tensión sobre la cadena.

Por el contrario, ésta depresión del diente de rueda ocioso, incrementando la presión hidráulica en el elemento de carga sensible la cual es transmitida hacia un dial en la posición del perforador.

Un instrumento similar es adaptado a perforación rotatoria de un pozo, consistiendo de una araña con rayos flexibles la cual conduce el embargue rotatorio. Los rayos desviados bajo la carga, controlando el rendimiento de un elemento de medida neumática. Este equipo particular no es fácilmente adaptable para instalaciones de carga pero puede ser instalada como equipo de fábrica original.

La medida es designada con un dial rotable, permitiendo al perforador, una fricción de cero fuera sobre el tubo de perforación mientras está rotando fuera del fondo. El trabajo neto siendo realizado por la barrena puede ser medido y la condición de la barrena puede ser detectada desde el verde hasta el color mate. Medidas fuera de uso.

INSTRUMENTOS AUXILIARES

Estos instrumentos primeramente no reportan información concerniente con los ripios del pozo, pero la información relativa con el mantenimiento del pozo, funcionamiento del equipo y seguridad.

La medida de la rata de perforación y su mecanismo de registro vienen en algunos tipos. Uno viene con contador intermitente de tiempo por incremento de avance (perforación); otros registros de rata de penetración de la broca en pies por unidad de tiempo. Estos datos son útiles para geólogos e ingenieros petroleros para estudios y evaluaciones (Fig. 11-25).

El ajuste de un collar de perforación y juntas de herramientas pueden ser controladas uniformemente por el uso de una medida de torque. Dichos instrumentos eliminan dudas y conjeturas en el ajuste de las juntas. El ajuste propio es de vital importancia en los collares de perforación. Este instrumento es adaptable a tenazas de tubería de revestimiento y puede ser de valor en el mantenimiento uniforme y un ajuste propio de la junta (Fig. 11-26).

CAPITULO 10 – SISTEMA DE CIRCULACIÓN HIDRÁULICA

De una importancia igual a fracturar la roca con la broca del taladro, es la remoción de los ripios resultantes de tal fracturación. Ninguno de estos dos procesos puede funcionar sin el otro. Se han realizado y se continúan realizando progresos en el diseño de las brocas para facilitar la destrucción de la roca. De igual modo, se han mejorado la remoción de los ripios del fondo del pozo y la extracción de los mismos, haciéndolos circular fuera del pozo a mayores velocidades y en pozos más profundos. Ha sido necesario aumentar la capacidad motriz de la bomba de circulación de lodo, mejorar el diseño hidráulico de las sartas de perforación y prestar más atención a la remoción de ripios del fondo del pozo.

Seguidamente se analizaran en orden de los siguientes elementos del sistema circulatorio:1.-Bombas de circulación de lodo que ponen en marcha en flujo del fluido.2.- equipo de superficie, líneas, manguera y la unión giratoria. 2.5%3.- Sarta de perforación, Kelly, tubería de perforación y tubería pesante 32.5%4.- Boquillas de broca empleadas en las brocas de ahorro 60%5.-espacio anular de retorno entre la tubería y el hoyo del pozo 5%6.- Zaranda vibratoria7.-desarenador, desarcillador y centrifugadoras.8.- desgasificador9.- Agitadores y mezcladores de los tanques de lodo.

Los elementos 2 a 5 tienden a restringir el flujo de fluido y consecuentemente, producen una contrapresión sobre la bomba, cuya magnitud es aproximadamente proporcional al cuadrado de la tasa la circulación para un grupo dado de condiciones. Esta bomba no produce presión en forma independiente, como algunos creen, sino lo que sucede es que la presión de la bomba es una reacción a la contrapresión producida por la fricción del flujo.

Las bombas circuladoras de lodo

La bomba dúplex a vapor que se uso exclusivamente en la perforación durante casi 40 años, ya no es utilizada actualmente por lo cual no trataremos aquí.

La bomba de lodo, dúplex, a motor, que vino luego de la antedicha, utilizo la tecnología desarrollada para el extremo de la bomba que manipula el fluido. No hay una diferencia esencial entre las dos bombas en lo que respecta al diseño básico de cilindros, tubos revestidores de fondo del pozo, válvulas, pistones o varillas.

Sin embargo, una importante diferencia en la bomba accionada a manivela es el ciclo de operación de los dos pistones, que están desfasados en 90 en vez de en 180 como ocurre en la bomba a vapor: esto produce esto produce esencialmente una velocidad uniforme del pistón durante toda la embolada. Incluso con un

movimiento armónico de los dos pistones, siempre ocurren algunas descompensaciones en los volúmenes de descarga.

Puesto que en las bombas a manivela no se logra un movimiento armónico, estas descompensaciones resultan incrementadas por dos factores. El primero es que el movimiento del pistón en la mitad exterior de la embolada de operación es más rápido que en la primera mitad de la embolada. El segundo es que las varillas o vastagos del piston reducen el desplazamiento del extremo interior del cilindro. Esto tiene especial importancia cuando se emplean forros (o liners ) pequeños.

Este defecto puede ser atenuado considerablemente empleando cámaras de grandes de aire , o amortiguadores precargados de pulsación en el múltiple de descarga de la bomba La figura 10-1 muestra una vista en corte de una típica bomba circuladora de lodo, tipo dúplex, de doble efecto, accionada a motor. La figura 10-2 muestra el extremo para fluido de una bomba circuladora de lodo.

La bomba triplex de efecto ha logrado destacarse en años recientes. Las bombas triplex de embolo buzo han sido usadas ampliamente por la industria durante muchos años. Sus ventajas fundamentales son (1) tasas de descarga mas uniformes y consecuentemente menor pulsación de la presión, (2) menor peso por unidad de capacidad, (3) mas compactadas, o sea que requieren menos espacio.

La bomba convencional triplex de embolo buzo no demostró ser apropiada como bomba circuladora de lodo, aunque una versión modificada ha resultado satisfactoria. Las modificaciones introducidas son: (1) empleo de válvulas de tipo igual a las de la bomba circuladora de lodo, (2) substitución de embolo buzos y empaques por forros y medio pistones, (3) carga de la presión de succión.

En algunas de las primeras bombas triplex circuladoras de lodo, se trato de operar sin una bomba de carga. en este caso se utilizaron pistones convencionales de bombas circuladoras de lodo. La sola presión atmosférica sobre el lado posterior del piston, en la embolada de succión, era inadecuada para expandir el pistón convencional lo suficiente como para conseguir un sello eficaz entre el pistón y el forro. La experiencia indico el empleo de una bomba centrifuga de carga, para evitar que ocurra la cavitación en la operación de la bomba triplex circuladora de lodo. En el futuro podría crearse un pistón que posea un sello en la parte posterior, y que funcione eficazmente a la presión atmosférica

GRAFICO 10-2

Actualmente todos los cinco grandes fabricantes americanos de maquinaria para perforación rotatoria ofrecen una línea de bombas triplex curculadoras de lodo de una capacidad de entrada que varía entre 275hp y 1.700hp. Las figuras 10-3 a 10-7 muestran bombas típicas de este diseño. Las diversas líneas de bombas triplex circuladoras de lodo varían mas entre sí que las correspondientes líneas de bombas dúplex de doble efecto, también para circulación de lodo

GRAFICO 10-3 a ------ GRAFICO 10-3 b

Las bombas triplex circuladoras de lodo, de efecto sencillo, poseen rangos más altos de velocidades de operación que las bombas dúplex de doble efecto, de la misma capacidad. Las presiones máximas de operación en la extremidad de fluido de todas las bombas circuladoras de lodo se influyen en las especificaciones del fabricante, el cual también proporciona el desplazamiento, de acuerdo a las diversas combinaciones de velocidad y tamaño del forro ( junto con la correspondiente velocidad segura de operación ) el mantenimiento de rutina del extremo motriz, tanto de las bombas dúplex como las triplex, es mínimo, a excepción de los niveles recomendados de aceite, los cuales no deben pasarse por alto. El extremo para fluido de una bomba circuladora de lodo está sujeto a la acción abrasiva del fluido de ella que manipula

GRAFICO 10-4

Esta abrasión podría ser bastante grave si se deja que la arena y otras partículas solidas permanezcan concentradas en la corriente de lodo. Más adelante se describen los diversos medios de eliminar los abrasivos de lodo: sin embargo se considera imposible la completa eliminación de estos.

Por este motivo, los diversos elementos del extremo para fluido de la bomba, que se muestran en la figura 10-2 y que están sujetos a un desgaste constante, se denominan elementos perecederos debido a que deber ser substituidos a intervalos frecuentes. Por lo tanto, es importante que el extremo para fluidos sea diseñado de modo de piezas tales como pistones, forros, empaques, válvulas, asientos, varillas de pistón y empaquetaduras de estas últimas puedan ser remplazadas rápidamente con un mínimo de mano de obra.

GRAFICO 10-5

Equipo superficiario de alta presión El fluido de perforación que sale de la bomba circuladora de lodo fluye a través de una manguera vibradora, luego pasa por un tubo de acero hasta el piso de la torre de perforación en donde entra en el tubo exterior y desde este, en el cual sube hasta 40 o 45 pies, pasa a través de una manguera flexible a la unión giratoria y luego al Kelly y a la ala sarta de perforación, etc. La consiguiente caída

de presión que ocurre a través del equipo superficiario, generalmente no constituye una parte significativa de la pérdida total de presión, aunque no debería ser desestimada.

La manguera vibradora es el vinculo de conexión entre la cámara de aire de la bomba circuladora de lodo y la tubería metálica horizontal para lodo, situada generalmente a nivel del suelo y que va desde el área de la bomba al área de la tubería exterior. Su finalidad es atenuar la vibración en la tubería metálica de lodo, y tambien reemplazar a las diversas uniones y demás accesorios de tubería que sería necesario en caso contrario. La manguera vibratoria, aunque es más pequeña que esta.

Los tamaños estándar API son de 3 y 3 ½ pulg. Con longitudes de 10, 12, 15, 20 y 30 pies. El Api también estipula que sea el diámetro y la longitud, ambos extremos tienen que ir previstos en boquillas cuyas conexiones externas tengan roscas macho para tubería de 4 pulga. Han sido aprobadas dos calidades, 1ª c con una presión de prueba de 7.500 lbs. /plg2 y una presión de trabajo de 4.000 lbs. /plg2 y una presión de trabajo de 5.000 lbs. /plg2.

La tubería o línea horizontal de lodo que va del área de la bomba el área del tubo exterior parado, consiste generalmente de tubo sin costura de 4 ½ plg de diámetro exterior y roscas para tubo de 4 plg, o es de construcción soldado con uniones martilladas a diversos intervalos. En torres perforadas más pequeñas, se usa frecuentemente tubo de 3 ½ plg de diámetro exterior. Cuando se requiere vueltas, se recomiendan uniones largas con L.

El tubo parado que generalmente está situado cerca de una pata o de otro elemento vertical de la torre de perforación, se extiende entre 40 y 45 pies verticalmente a partir del piso de operación, y en su extremo superior está dotado de un largo cuello de ganso. El tubo parado, el igual que la línea horizontal de lodo, ordinariamente consiste en un tubo sin costura de 4 ½ plg. De diámetro exterior, aunque en las torres más pequeñas se emplea un tubo de 3 ½ plg. D.E.

La manguera giratoria que conecta el cuello de ganso con la unión giratoria existe dispone en diversas calidades, tamaños, largos y capacidades, las cuales varían entre 1ª de 2 plg. De diámetro interior (D.I.). En tramos de 35 a 40 pies y la de 3 ½ plg D.I. en tramos de 55, 60 y 75 pies.

El cuello de ganso y el tubo de lavado tienen generalmente el mismo diámetro interior. En las uniones giratorias de una capacidad de 200 toneladas o más, el pasaje del cuello de ganso y del tubo de lavado es de 3 plg. En las uniones de menor capacidad, el pasaje es de 2 -1/4 plg. El diámetro interior de la unión giratoria puede ser igual al del tubo de lavado o hasta ½ plg. Mayor que este.

Debido a la pequeña longitud del pasaje de la unión giratoria, la perdida de presión es pequeña comparada con aquella de la manguera y el de Kelly.

La presión por fricción en el equipo superficiario generalmente no constituye una parte significativa de la caída total de presión en todo el sistema circulatorio. Esta afirmación es válida en un sistema concretamente diseñado.

Si la tasa de circulación es de 400 gpm o mas, las normas practicas indican de un tubo parado de 4 plg. D.I., una manguera de 2 ½ plg D.I. Y un Kelly de 3 ¼ plg de D.I., a una tasa de 400 gpm y con un lodo de 10 lbs/plg2. Sin

embargo, si se emplea un tubo parado de 3 plg D.I., con una manguera de 2 Plg D.I. y un Kelly de 2 ¼ plg D.I. la tasa circulatoria de 400 gpm causara una pérdida de presión de aproximadamente 130 lbs. /plg2, lo cual constituye una parte significativa de la pérdida total de presión.

La sarta de perforación: el Kelly, la tubería de perforación y la tubería pesante. El fluido que circula por la sarta de circulación a gran profundidad ordinariamente representada una parte considerable de la pérdida de presión en el sistema circulatorio. Antes de la época de la broca a chorro, el tal fluido constituía la única fuente significativa de pérdida de presión por fricción. El calibre de las uniones de herramientas es un factor de tal perdida, pero debido a que ellas constituyen tan solo una pequeña parte de toda la sarta, la magnitud de la pérdida es menor de lo que se cree.

Lo que más cuenta aquí es el D.I. de la tubería de perforación. Una buena regla empírica que toma en cuenta la hidráulica del interior del pozo, es la de utilizar una tubería del más grande diámetro popular que pueda ser pescada en forma segura. Durante el periodo de afición a los hoyos estrechos, algunos propietarios de torres mostraban una tendencia a preferir las tuberías de menor diámetro, con la esperanza de extender la capacidad de profundidad de sus torres, a un perforando pozos de diámetro normal. Ellos tuvieron éxito en aumentar la capacidad de profundidad pero la hidráulica resulto afectada, lo que significo menores tasas de penetración y una sobrecarga para las bombas de lodo.

La influencia del diámetro de la tubería de perforación sobre el potencial hidráulico efectivo está ilustrada en la tabla 10-2. Los valores de pérdida de presión incluidos corresponden a un lodo de 10 lbs., con una viscosidad de 3 cp. Y una tasa de circulación de 400 gpm. Fueron tomados del boletín D-10 del API, que aparece como un apéndice:

TABLA D10-2

Las pérdidas de presión y de potencia motriz dadas en la tabla D10-2 solo para un lodo de 10 lbs. /gal. Las pérdidas para lodos más pesados serán proporcionalmente mayores.

El peso de la tubería de perforación de un diámetro exterior (D.E) de 5 plg (y probablemente el precio) es solo 39% mayor que el de la tubería de 4plg D.E., siendo el D.E. de las uniones de herramientas solo ½ plg mayor. Sin embargo, la perdida de presión por fricción y la pérdida de fuerza motriz para el tubo de 5 plg D.E. es 1/3 de la correspondiente a la tubería de 4 plg D.E.

GRAFICO 10-6

Menos drásticas, aunque igualmente significativas, las pérdidas de presión de la tubería de 4 plg son 82% mayores que con la tubería de 4 ½ plg D.E. son 69% mayores que con la tubería de 5 plg D.E.

Las sartas de tuberías pesantes han aumentado en longitud recientemente, teniendo a menudo entre 400 y 600 pies a una profundidad de perforación de 10.000 pies o menos, la perdida de presión por fricción en las tuberías pesantes de pequeño calibre pueden ser de igual a la menor pérdida de presión ganada por una tubería de perforación bien escogida. La relativa influencia de la perdida de presión por fricción en función del calibre de la tubería pesante se muestra en la tabla 10-3. Los valores han sido tomados del boletín D-10 del API.

Es improbable que se pueda hacer circular un volumen de hasta 400 gpm a través de tuberías pesantes de un calibre de 2plg, aunque la relativa influencia de los calibres sobre las perdidas hidráulicas sigue siendo válida.

GRAFICO 10-7

La principal función de la tubería pesante es la de proporcionar un empuje descendente a la broca. Los calibres mas grandes disminuyen algo el peso por pie de las tuberías pesantes, aunque no lo suficiente para que se los tome en cuenta. En las tuberías pesantes más pequeñas, un calibre pequeño a través del pasador (para dar mayor fuerza) y un calibre grande en el tramo restante tienen a reducir las pérdidas de presión hidráulica.

Cuando se emplean largas sartas de tubería pesante, se puede lograr en forma poco costosa la reducción de las pérdidas de presión hidráulica, incrementando el calibre de la tubería pesante sólo en ¼ pulg, según lo indican los valores mostrados en la tabla 10-3.

Boquillas de broca y brocas a chorro

Existe un viejo dicho que sigue válido, a saber: “La corriente de lodo en circulación no realiza un trabajo útil hasta que el fluido sale de la broca”. La clase del fluido su masa y velocidad determinarán la efectividad de su finalidad, o sea limpiar el fondo del pozo y llevar los ripios de perforación a la superficie.

Ha habido mucha polémica recientemente sobre la cual es la mejor forma de medir la eficacia hidráulica, ya sea en términos de impacto, masa multiplicada por la velocidad (MV2). Actualmente muchos estudiosos del asunto se inclinan por las teorías del impacto y del flujo cruzado.

En cualquier caso, tal como ha sido demostrado en las pruebas del campo, “más” no siempre significa “mejor”. Es posible chocar con la ley de los réditos decrecientes, en cuyo caso la bomba es cargada más allá de las necesidades reales, especialmente si están involucradas excesivas presiones de bomba.

La pérdida de presión en el flujo turbulento a través de las boquillas de la broca está en función de la velocidad, y para fluido dado, es proporcional al cuadrado de la velocidad en boquillas. Así por ejemplo, la caída de presión con una velocidad en boquilla de 200 pies/seg, empleando un lodo de 10 lbs/gal, es de unas 355 lbs/pulg2, mientras que con una velocidad de 400 pies/seg, el mismo lodo determina una caída de presión de 1420 lbs/pulg2.

Un programa de hidráulica bien diseñado, la presión perdida en flujo a través de las boquillas de broca generalmente excede al 50% de toda la presión perdida. A grandes profundidades, cuando el diámetro del hoyo es generalmente pequeño son necesarias más altas velocidades en boquilla para compensar la menor tasa de flujo que es posible aplicar a través de la larga sarta de tubería de perforación de pequeño diámetro.

El espacio anular de retorno entre la tubería y el hoyo

La presión perdida en el flujo de retorno del espacio anular generalmente es pequeña, y es posible que sea del orden del 5% al 10% de la pérdida total de presión, por lo cual no necesita que se le de mucha importancia desde el punto de vista de tal pérdida.

Sin embargo, la velocidad de flujo en el espacio anular influye en la eliminación eficiente de los ripios de perforación y de otros desechos. Con el actual mejoramiento en los lodos de perforación, las velocidades anulares de amplio rango son eficaces para la remoción de ripios. El rango de estas velocidades es generalmente de 100 a 200 pies por minuto.

Zaranda vibratoria y separadores de lodo

El lodo de retorno que sale del pozo lleva consigo muchas partículas sólidas que deben ser eliminadas antes de que el lodo vuelva entrar en la bomba para el próximo ciclo de circulación.

La zaranda vibratoria es un tamiz que generalmente extrae la mayor parte de los ripios de perforación, pero deja pasar el sedimento, la arena fina del lodo liquido hasta los tanques de lodo, en donde se deja sedimentar a las partículas sólidas más pesadas antes de que el lodo entre en la sección de la bomba.

Las zarandas vibratorias han sido mejoradas con el tiempo y ahora existen de una o dos plataformas y de diversos tamaños. En la de tipo doble se emplean dos tamices, uno encima del

otro, ambos con una inclinación de 10 grados respecto a la horizontal. El material más grueso es eliminado por el tamiz superior con lo cual se facilita la tare del tamiz inferior de malla fina.

Los tamices, con sus armazones de soporte, van instalados sobre resortes o sobre bloques de caucho, a fin de facilitar el movimiento vibratorio del vibrador, que es un eje giratorio cargado excéntricamente y accionado por correa a altas velocidades mediante un motor eléctrico o una fuente motriz similar. Las figuras 10-8, 10-9, y 10-10 ilustran diversos tipos de zarandas vibratorias.

Se han empleado otros medios de separar los ripios del lodo, tales como tamiz cilíndrico giratorio inclinado, dentro de cuyo extremo más alto entra el fluido que sale del pozo, el que luego fluye por gravedad hasta el extremo más bajo. El lodo líquido desciende por el tamiz antes de llegar al extremo inferior del cilindro, mientras que los ripios y las partículas gruesas van saliendo por el extremo inferior abierto del cilindro. Véase la fig. 10-11.

Desarenadores, desarcilladores y centrífugas

Tal como se dijo anteriormente, la zaranda vibratoria no elimina todo el material abrasivo existente en la corriente de lodo.

La vida útil de las partes desgastables de la bomba de lodo puede ser ampliada significativamente sometiendo el lodo a un tratamiento adicional y a la eliminación de arena y sedimento, para este fin se emplean separadores de diversos tipos.

El tipo más común de separador de fluido-sólidos opera en base del ciclón. Los fluidos que contienen partículas sólidas entran a alta velocidad en un cono invertido y atraviesan una entrada en dirección tangencial situada cerca de la cima o extremo grande del cono. El subsiguiente movimiento giratorio del fluido dentro del cono genera una fuerza centrífuga que separa al fluido en capas cósmicas. Los sólidos y fluidos más pesados se desplazan a lo largo de la pared del cono, y desciende por gravedad hasta la salida situada en el fondo del cono invertido. Los fluidos más livianos flotan hacia dentro y son descargados a través de una salida situada en la parte superior del centro del cono, y de ahí van al tanque de succión de lodo de la bomba.

El extremo inferior o más pequeño del cono, está dotado de un orificio ajustable y de otros controles destinados a limitar la descarga de fluidos y de partículas sólidas con el fin de equilibrar y controlar la acción del separador.

Los separadores tipo cono se fabrican en tamaños nominales, que van de 2 a 12 pulgadas. El tamaño nominal corresponde al diámetro interior del cono en el sitio de ingreso del fluido. En la mayoría de los casos, los conos están forrados con caucho o con plástico para reducir el desgaste. Los conos más grandes se emplean para la eliminación de arena y de partículas sólidas mayores, mientras que los conos más pequeños son los únicos capaces de eliminar eficazmente el sedimento.

Puesto que la capacidad de un cono individual es mucho menor, gpm, que la tasa usual de circulación aplicada durante la perforación, constituye una práctica común reunir varios conos en una unidad montada sobre un patín a fin de lograr la capacidad deseada.

Si el único propósito buscado es desarenar el lodo, la antedicha unidad puede consistir en solo 2, 4 u 8 conos grandes, aunque la capacidad de ellos no sea igual a la tasa de circulación. Si también se desea sedimentar el fluido de perforación será necesaria una segunda unidad de un mayor número de conos más pequeños, a fin de que la capacidad de la unidad desedimentadora exceda a la tasa de circulación. De este modo se consigue que todo el fluido de perforación atraviese el proceso de desedimentación por lo menos una vez durante cada ciclo de circulación.

La finalidad de desarenar y desedimentar los fluidos de perforación, es la de eliminar las substancias abrasivas que tienden a destruir partes de la bomba y la estructura dentada de las brocas. Bombas centrífugas accionadas independientemente determinan la circulación del fluido de perforación a través de las unidades de desarenamiento y desedimentación. Véase las figuras 10-12a, 10-12b, y 10-13.

Otro tipo de centrífuga es el utilizado para recuperar baritina de los fluidos de perforación, y simultáneamente para evacuar las arcillas y otras substancias sólidas indeseables. La baritina recuperada así es devuelta al sistema de circulación de lodo. Este proceso constituye un procedimiento alterno para aquel de aplicar un chorro a los estanques de lodo a fin de expulsar el lodo que se ha vuelto muy pesado con arcilla y sólidos abrasivos, y proporcionar espacio en los estanques para lodo fresco de calidad más adecuada.

La centrífuga que se usa corrientemente para este objeto es la del tipo de decantación mecánica, que es accionada por un motor de velocidad variable. El principio de operación está ilustrado en la fig 10-14. El mecanismo consiste esencialmente de un transportador de tornillo helicoidal que gira dentro de un recipiente cónico, el cual a su vez gira en el mismo sentido pero a una velocidad algo mayor. La velocidad de rotación del recipiente crea una fuerza centrífuga que actúa perpendicularmente al eje de rotación.

El lodo diluido de perforación entra en el recipiente a través de un tubo estacionario situado en el eje central del hueco. Las partículas más pesadas de baritina son lanzadas hacia afuera por la fuerza centrífuga, y se depositan en la pared del recipiente. Las arcillas, las partículas sólidas y el líquido, por ser de menor densidad, forman una capa concéntrica interior en el recipiente.

La baritina depositada en la pared del recipiente, es transportada hasta el extremo más pequeño de este por la inclinación y rotación hacia adelante del tornillo hélice con respecto al recipiente, luego es descargada a través de orificios apropiadamente colocados y finalmente es devuelta a los tanques de lodo.

Las arcillas y líquidos son rechazados a través de orificios situados en el extremo opuesto del recipiente. Puede lograrse cualquier grado apropiado de separación componente con la distribución del tamaño de las partículas en las dos fases sólidas del sistema, lo cual se realiza variando la velocidad de rotación de la máquina.

Desgasificadores

La aparición de pequeñas burbujas de gas en el lodo de regreso, que ordinariamente se denomina lodo con gas disuelto, no es un suceso infrecuente en la actividad perforadora. Por otra parte, esto muy raramente y tal vez nunca, es el aviso inicial de un inminente reventón. El primer indicio de la entrada de fluidos extraños en el pozo durante la perforación, es el aumento de la tasa de flujo de retorno y el subsiguiente incremento en el volumen del lodo del estanque. A esto se llama golpeteo y, a menos que se tomen medidas inmediatas es muy probable que ocurra un reventón.

Cuando en el lodo con gas disuelto aparecen unos pocos bolsones de gas libre y pequeñas burbujas de gas están bien dispersas en el lodo, significa que el gas está proviniendo de formaciones de alta presión y baja permeabilidad. Estas formaciones pueden ser lutitas en las cuales el gas presente se halla bajo presión geostática antes que hidrostática: las fuentes son frecuentemente calizas compactas o areniscas casi impermeables.

Otra fuente posible de gas que parece adulterar al lodo puede provenir de ripios resultantes de perforar areniscas permeables y de presión normal. En este caso, el gas va escapándose de los ripios a medida que estos se acercan a la superficie donde se reduce la presión.

El lodo pesado con gas disuelto existente en los estanques a la presión atmosférica, raramente reducirá la presión hidrostática del fondo del pozo en más de 100lbs/pulg2, incluso en los pozos profundos. Por esta razón, el control del pozo no constituye un problema cuando hay lodo con gas disuelto. Sin embargo este tipo de lodo presenta dos inconvenientes graves.

En primer lugar es casi imposible determinar la densidad verdadera del lodo sin desgasificarlo primero. Con frecuencia, la baritina será agregada innecesariamente, lo cual dará como resultado una presión real del interior del pozo que sea mayor que la gradiente de fracturación, con la consiguiente pérdida de lodo.

En segundo lugar, si el gas disuelto en el lodo es, por ejemplo 50%, la capacidad de las bombas de lodo será disminuida en más del 50%, lo cual reducirá la eficiencia de la perforación. Cuando persiste el lodo con gas disuelto, un desgasificador se vuelve esencial del equipo de peroración.

Actualmente existen dos tipos de desgasificadores. La figura 10-15 ilustra un tipo que ha sido usado ampliamente durante más de 25 años. El aparato consta de un recipiente horizontal al vacío instalado sobre un patín, tiene un diámetro de 3 pies y una longitud de 10 pies y va colocado encima de los tanques de lodo succionando el fluido del primer tanque y descargándolo en el segundo. La capacidad de flujo del desgasificador está diseñada para exceder la tasa ordinaria de circulación, a fin de que el lodo excedente fluya de regreso al primer tanque.

El lodo con gas disuelto es introducido en el recipiente desgasificador mediante el vacío creado por el chorro de descarga y la bomba de vacío. El fluido de perforación es distribuido sobre el deflector de desgasificador en la forma de una capa delgada y uniformemente dispersa, y los gases son liberados por la baja presión inducida. A continuación la bomba de vacío descarga el gas en una tubería que lo lleva al aire exterior hasta una distancia en la que no represente peligro para la torre de perforación. Puesto que tanto el chorro de descarga como la bomba de vacío tienden a crear un vacío dentro del recipiente, se mantiene un equilibrio de estas fuerzas mediante un sistema de control accionado con flotador, el cual se asegura que el recipiente ni se desborde ni se quede seco.

Otro tipo de desgasificador recientemente aparecido que funciona un principio diferente, está ilustrado en la figura 10-16. Su operación no depende de la ayuda de una bomba de vacío. La superación entre el gas y el lodo es efectuada mediante turbulencia y el impacto de una delgada capa de lodo con gas a la presión atmosférica. La unidad completa consta de una bomba centrífuga sumergida y de un tanque pulverizador elevado, el conducto en espiral de la entrada de la bomba hace que el lodo forme un remolino sobre el centro del impulsor. Todo el gas se desprende del lodo en la entrada y en el impulsor, se dirige hacia el remolino y luego se desplaza hacia arriba a través del marco de la bomba.

El lodo con gas situado en el impulsor, asciende por la tubería elevada hasta un orificio circular a través del cual el lodo fluye formando una capa de alta velocidad. La capa de lodo golpea las paredes interiores del tanque con una turbulencia suficiente para hacer que el gas se desprenda del lodo. El lodo fluye hasta el próximo estanque por un canal. Si es conveniente conducir el gas

fuera del sitio de la perforación, puede instalarse un colector de gas y un ventilador en el canal de descarga.

Tanques de lodo, agitadores y mezcladores de lodo

Los estanques de acero para el lodo generalmente son hechos a la medida, de acuerdo a las especificaciones del comprador. Cuando se los usa en torres de perforación basadas en tierra firme, las restricciones municipales sobre carreteras influyen en las dimensiones del diseño. El ancho generalmente es de cerca de 8 pies y la altura más frecuente es de 6 pies. La longitud puede variar entre 20 y 30 pies, aunque a menudo es de 26 pies puesto que un tanque de estas dimensiones tendrá una capacidad nominal de 200 barriles. Tres tanques de estos proporcionarán una capacidad utilizable de450 a 500 barriles de lodo líquido. A menudo se instalan cuatro tanques cuando se utilizan desarenadores, desedimentadores u otros aparatos similares para tratamiento de lodos.

A medida que el fluido de perforación fluye de la zaranda vibratoria pasa por los tanques de sedimentación y llega al sector succionador de la bomba, este fluido tiende a establecer una corriente o flujo tipo canal a través de la masa principal de lodo, la mayor parte de la cual permanece relativamente inactiva. Esta situación, si se deja que persista, da como resultado la acumulación de partículas sólidas en las partes inactivas del estanque. Esto produce desperdicio e ineficiencia en los sistemas de lodo pesado.

Se emplean varios tipos de agitadores a fin de mantener al lodo bien mezclado y activo en todas las partes de cada tanque. El agitador de uso más común es el cañón de lodo, colocándose varios de estos a lo largo de los tanques, pivoteados de tal forma que la corriente de lodo de alta velocidad que sale de la boquilla del cañón pueda ser dirigida hacia casi cualquier área del tanque.

Los cañones de lodo requieren para ser eficaces, una alta presión de bomba junto con un considerable volumen de lodo. La eficiencia mecánica general de un cañón de lodo es muy baja, por lo cual están siendo substituidos, hasta cierto grado por los agitadores mecánicos (figura 10-17). El tipo de agitador mecánico de uso más común emplea una turbina de alguna clase, situada cerca del fondo del tanque, y es accionado independientemente por un pequeño motor eléctrico o hidráulico, entre 10 HP y 20 HP de capacidad. En cada tanque pueden usarse una o más unidades.

Cuando es necesario agregar al sistema lodo fresco adicional se emplea un mezclador de lodo. Este aparato puede consistir de un mezclador simple tipo chorro, tal como el empleado por Halliburton para mezclar cemento. En este caso, se emplea lodo a alta presión procedente de la bomba de repuesto para impulsar el chorro.

Si la finalidad es aumentar el volumen del lodo, entonces se mezcla bentonita. Si se quiere aumentar el peso (o densidad), se mezcla baritina. Si se requiere incrementar tanto el peso como el volumen, entonces se agregan ambos aditivos.

Para una operación sencilla de este tipo, el lodo seco se halla generalmente en sacos de papel y se vierte manualmente en la tolva con forma de succión de la bomba.

Si los requerimientos de lodo fresco son muy grandes, se emplea un sistema más complicado de manipulación y mezcla. Una o dos bombas centrífugas propulsadoras independientemente proporcionan el lodo bajo presión a mezcladoras tipo jet (véase figura 10-18).

En un sistema de esta clase, el lodo seco ordinariamente proviene de un depósito de gran tamaño consistente en uno o más tanques elevadores de acero, cuyo fondo es de forma cónica, de modo que el lodo seco, con un mínimo de agitación, fluya por gravedad hasta las tolvas con forma de embudo de los mezcladores a chorro.

CAPITULO 12

FUNCIONAMIENTO DE LA TORRE DE PERFORACION

Operaciones no acostumbradas de perforación, son las más valiosas noticias. Por lo tanto mucha publicidad es dada costa-afuera, la extra profundidad de los pozos y pozos perforados en regiones árticas o entre otros ambientes hostiles. La gran mayoría de pozos perforados, no obstante, son más rutinarios. Operaciones basadas en tierra de razonable profundidad. Este capítulo está dedicado a las perforaciones más comunes con referencias ocasionales a algunas situaciones especiales.

PERSONAL DE UNA TORRE DE PERFORACION

El personal de una perforación consiste en un grupo de operadores quienes tienen ciertos conocimientos sobre funciones que son necesarios en lo que respecta al negocio de perforación de pozos.

Estos operadores son artesanos de un tipo que aplican su conocimiento, como lo hacen los carpinteros, albañiles, etc. No importa para quien ellos trabajen, ellos trabajan por la oportunidad de trabajar en una perforación.

Una perforación opera 1 días a la semana, 24 horas al día, y un personal completo debe estar en el trabajo todo el tiempo, para que la operación rítmica de un equipo de trabajo pueda estar completada sin demora. La torre de perforación generalmente esta con personal, por un turno que cambia por una cuadrilla de 4 o 5 hombres. las cuadrillas de 4 hombres son usadas en pequeñas superficies p en perforaciones poco profundas y las cuadrillas de 5 hombres en perforaciones más profundas.

Cada cuadrilla de 5 hombres consiste en un perforador, un farero o encuellador, un tornero auxiliar y dos hombres de planta (ayudantes rotarios).

EL PERFORADOR está a cargo de su cuadrilla y encargado de las operaciones de perforación durante su turno. El da aviso al capataz quien es usualmente llamado toolpusher.

En su posición como jefe de la perforación y la cuadrilla. El perforador debe ser responsable por la seguridad, y eficiencia en las operaciones todo el tiempo. El siempre tiene conocimientos de experiencias con el trabajo de perforación de aquellos hombres que trabajan bajo su responsabilidad. Él sabe sus problemas y la que es requerido por ellos para desarrollar su trabajo.

La relación entre el perforador y su cuadrilla, es que este llevara su cuadrilla con el cuándo cambie su trabajo.

El buen juicio y la atención permanente para detallar son probablemente los dos principales requisitos para un perforador. Estos son necesarios para salvaguardar las vidas de sus trabajadores y proteger la gran inversión de su empleador.

Específicamente la función de un perforador es operar el cuadro de maniobras en el malacate y de la cabria de perforación (cuello de tubería y herramientas) desde el hoyo y el estribo y regresarlo al hoyo: también que se mantenga las propias características de la maquinaria, mientras se perfora un poco con una nave de carga.

El peso de la broca, el tiempo, la velocidad de la mesa rotatoria, la presión, compresión y el volumen del lado de perforación (fluido circulante) son algunas de esas características.

EL FARERO O ENCUELLADOR: trabaja en lo alto de la torre o mástil, mientras se realiza un viaje, eso es cuando la tubería está siendo izada o levantada desde el hoyo y regresa al fondo. Estacionado en la plataforma de la torre; es conocido como el MONO A BORDO O CHANGO, el cual está a 80 pies sobre el piso de la torre; esta es su función entre otras mantener arriba al final de los 90 pies la tubería parada y tirar esta sobre el piso de enganche o cremallera. Él también tiene otras obligaciones.

El también prueba el lodo de perforación para mantener sus propiedades de acuerdo con el programa especificado para el pozo, es responsable de asegurar el funcionamiento de las bombas de lodo perforación: revisa frecuentemente sus operaciones; reemplaza parte de los frenos y provee la eficiente operación de las bombas todo el tiempo.

EL TORNERO el término tornero es aplicado al tercer miembro de la cuadrilla de perforación. Algunos contratistas lo denominan como el HOMBRE MOTOR O MOTORISTA. Usualmente esta, más experimentado en todas las fases del trabajo que los ayudantes rotarios.

Su trabajo es operar el manual del tornero en el cuadro de maniobras del malacate siempre que ellos sean usados, y supervisar el servicio de los motores y máquinas para no interrumpir la operación.

Es el quien pone aceite cuando es necesario, supervisa los cambios de aceite, mira el agua del radiador y generalmente revisa la función de los hombres de servicio con respecto a los motores.

AYUDANTES ROTARIOS: los dos ayudantes son los encargados de las llaves durante un trinquete. Su trabajo es observar que las llaves sean ubicadas propiamente en la sarta de tubería de perforación, extraer las cañerías y estar listos para la siguiente operación similar en ritmo con la maquinaria operada para la perforación. Cuando el taladro está al fondo de la perforación hay 101 obligaciones misceláneas que realizar por los ayudantes rotarios.

Los hombres de mantenimiento del equipo de perforación tienen varias cosas y quehaceres a su cargo. Ellos ponen en orden el piso, recogen las numerosas piezas del equipo, limpian y pintan la maquinaria, ayudan al motorista con las máquinas, ayudan al encuellador con el tratamiento del lodo de perforación, etc..

Fue establecido para los grandes equipos de perforación tener cuadrillas de 5 hombres y cuadrillas de 4 hombres para las más pequeñas. La diferencia es que hay menos un ayudante rotario o menos un hombre de planta en la cuadrilla de 4 hombres.

EL CAPATAZ O TOOLPUSHER es actualmente el jefe de su dependencia de operaciones de la compañía. Durante la perforación del pozo él debe estar disponible en cualquier momento del día o de la noche para consultas con los perforadores. Es él el encargado de la companía de perforación como también de las cuadrillas a su cargo.

Hoy en día los rápidos movimientos de los contratos de perforación económica, el toolpusher debe tener por lo menos nociones en el conocimiento de leyes laborales, relaciones interpersonales, química (para el control del lodo), hidráulica (para el fluido de perforación), máquinas de combustión interna, etc..

El es el hombre clave en cualquier organización contratista para perforación. Usualmente tiene autoridad para gastar dinero. Guardar su equipo de perforación en operación, cooperar con sus supervisores en algún detalle de mayor importancia. El no perfora un solo pie por sí mismo, se podría decir que su primera función es asistir a los perforadores y sus cuadrillas para perforar un hoyo, segura, económica y rápidamente.

El capataz realiza sus actividades en una oficina junto al equipo de perforación conocido como la CASA DEL PERRO, donde él debe guardar cuidadosamente las actividades diarias realizadas por la perforación, compra de materiales, reporte de accidentes, y otros papeles de trabajo, los cuales deben ir diariamente a la oficina principal para coordinar con otra oficina contabilidades y registros.

El entrevista a los vendedores de las casas proveedoras, consulta con el superintendente de producción y otro personal de la compañía productora y a tiende por teléfono al mundo de afuera que podrá estar a muchas millas. Cuando sale de la oficina por lo general está comunicado por el teléfono móvil.

Las responsabilidades del capataz cubren toda operación del equipo de perforación incluyendo claramente las muestras del contenido del trabajo, vigilando el equipo de perforación, instalando y revisando fallas cuando el trabajo está terminado.

SUPERINTENDENTE DE PERFORACION Y ASISTENTE dependiendo del tamaño de una organización contratista puede haber un asistente de perforación. Estos hombres primeramente ayudan al toolpusher.

El superintendente de perforación usualmente tiene el poder de autorizar gastos de grandes sumas de dinero, que hacen los tollpusher. Comúnmente hay un límite fijado por el administrador en las cantidades que algún capataz o cualquier otra autoridad para gastar sin el permiso autorizado por el administrador.

PREPARACION PARALA PERFORACION

Anterior a cualquier actividad en el sitio del pozo es la localización por lo menos en el papel, habrá sido escogido, basado en consideraciones geológicas y esquemas periódicamente si no ha sido establecido. Un topógrafo entonces señalará la localización escogida o a escoger. Si el encuentra que la topografía está mala o que las adecuaciones físicas interfieren con las operaciones de perforación, el expondrá una alternativa y la ubicará bien en un área cercana.

En cualquier evento, alguna tierra requerirá trabajo, como nivelador para la subestructura y graduación de los depósitos de lodo de perforación. También la reserva de lodo del hoyo debe ser una reserva.

El apoyo de la torre usualmente consiste en una esterilla de 3 pulgadas por 12 pulgadas hecha de tablón. Un camino de acceso desde la carretera pública está situada desde el pozo, el cuál debe ser preparado, en él se incluyen puentes o alcantarillados si es necesario.

INSTALANDO UN EQUIPO DE PERFORACION la tendencia hacia los pozos más profundos ha sido acompañados por los más largos y más pesados equipos de perforación. No es lógico un peso de cientos de toneladas para estos equipos y sus complementos, con artículos individuales, tal como el malacate o la bomba de inyección de lodo, pesando 25 o 30 toneladas. La transportación del equipo tiene algunos pesos, en todo caso en posible mover estas largar unidades rápidamente.

Por lo general para mover estos equipos a puntos estratégicos, con referencia al sitio del pozo, algunas cuadrillas fueron llamadas de fuera. La junta de la torre requiere el servicio de los hombres de mantenimiento y pesados camiones montacargas.

El trabajo inicial se realiza solamente en las horas de la mañana. Cuando el equipo de perforación está cerca de terminar, las cuadrillas salen al completar su turno de acuerdo al horario. Para ahorrar tiempo y dinero, si las condiciones lo permiten los arrastres de la perforación se realizan de un pozo al siguiente pozo a ser perforado. Cuando se realiza esto, es posible dejar algo de equipo en su lugar. Estos arrastres pueden ser practicados solamente en terrenos planos para desarrollar el programa progresivamente.

Una adaptación de estas técnicas está siendo prácticamente en los desiertos de África y el medio Oriente, donde tampoco los neumáticos de goma son usados para transportar los equipos de perforación, que en muchos de los casos pesan sobre las 200 toneladas.

OPERACIONES PRELIMINARES DE PERFORACION

Cuando la perforación inicial es completada, las cuadrillas proceden con la primera operación perforando del hoyo de ratón y el hoyo de rata. El primero está localizado cerca de la mesa rotatoria a un lado de la puerta de bodega, a lo largo del tubo de perforación.

El hoyo de la rata está localizado más lejos a la derecha de la perforación del hoyo de ratón. Debe ser perforado lo suficientemente profundo así como lo suficientemente lejos de la mesa rotatoria para prevenir interferencias rotatorias con los montacargas u otras operaciones de planta.

Estos dos hoyos son comúnmente perforados, utilizando el convencional sistema de perforado hidráulico rotatorio. En algunas áreas, la superficie del terreno es lo suficientemente blanda, lo que permite el lavado dentro de los hoyos sin el movimiento del taladro. En otros casos, estos hoyos auxiliares son perforados con una excavación seca en el agujero antes de poner en movimiento la torre de perforación.

los principales propósitos de un conductor de tubería de revestimiento son proveer un sitio adecuado para el equipo que va a ser instalado con la ayuda del respectivo técnico y con la ayuda de un estrangulador, para conducir el retorno de el lodo de lo alto al nivel del pido, donde el lodo puede bajar por gravedad hasta llegar al colador o sacudidor.

La profundidad a la cual el conductor de cañería debe ser enviado, depende de la suficiente información acerca del área. En algunas áreas podría ser simplemente tubería de revestimiento, propiamente encementada, y adecuada, mientras en otras áreas 400 pies o más si es necesario.

Operando el lodo, este regresa mientras se perfora el hoyo del ratón o el hoyo de la rata y el agujero del casing presenta un problema que tiene muchas soluciones no sofisticadas, que no necesitan ser discutidas aquí.

RUTINA DE LAS OPERACIONES DE PERFORACIÓN

El diámetro de excavación y los intervalos de profundidad para cada segmento del pozo que va a ser perforado son determinados por el plan de revestimiento de tubería. El conductor del casing debe proveer una base segura, para el mantenimiento del casing que va a ser tratado.

La superficie de revestimiento debe ser lo suficientemente larga, para proteger el agua de una posible contaminación. La tubería intermedia es como una medida de seguridad para proteger una larga sección del hoyo perforado y evitar posibles fracturas en caso de alta densidad de los fluidos de perforación.

La producción del casing corre hasta llegas al fondo total y entonces solamente la zonas productoras son indicadas mediante registros electicos y/o pruebas.

La realización física de perforación de una cuadrilla es el repetido acto de perforar Kelly abajo; y si respectivo desarrollo paso a paso. La tubería de revestimiento a perforar se conecta con el Kelly que está a un pie o más de la mesa rotatoria; el periodo de asentamiento desliza la cañería en la caja de la mesa rotatoria, fraguando el perforado paralizando las bombas de lodo, rompiendo la conexión con llaves antes de hacer girar la conexión con la mesa rotatoria, enroscando la tubería en la bomba en el hueco de ratones, cargando la instalación a la caja del equipo de perforación.

Las bombas entonces son encendidas recibiendo cuerda suficiente para perforar que permite separar la tubería de perforación, la cuerda de perforación es enviada cuidadosa y lentamente hacia abajo hasta manejar el Kelly, y soltar el buje en su sitio.

Cuando el indicador muestra el peso sobre la broca con velocidad normal de rotación es recuperada y después del derrumbe, la broca influye sobre los residuos; el peso normal sobre la broca es aplicada en cada nueva formación. Otra longitud de la tubería de perforación está en el hoyo de ratón y, al momento de la perforación Kelly abajo, el trabajo estuvo dirigido por el perforador y ejecutado por las cuadrillas.

Este ciclo de actividades es repetido después de cada tiempo hasta que la broca está dañada y esta necesariamente hay que sacarla del hoyo para el cambio de broca, cualquiera que sea el tiempo de duración del ciclo de actividades descrito anteriormente, cuando la broca es sacada del hoyo, el perforador usa el freno del malacate carga afuera de la línea de perforación el peso sobre la broca.

El perforador, además está mirando el indicador de peso, también observa el lodo y controla las otras variables de la perforación semejante a la rotación en revoluciones por minuto, las bombas y el resultado del el lodo de circulación.

PROCEDIMIENTO PARAEL CAMBIO DE UNA BROCA

Una de las decisiones criticas de un perforador, es cuando él debe sacar o cambiar una broca; si una broca es sacada VERDE es parcialmente sacrificada y si esta permanece al fondo por largo tiempo a un bajo grado de penetración, el tiempo de uso del equipo es desperdiciado. Peor todavía es la posibilidad de que la broca está perdida en la estructura del hoyo y resulte realizar un trabajo de pesca.

No hay reglas específicas para guiar a un novato para tomar una decisión acerca de cambiar o sacar una broca. Eso es materia decisiva del perforador, ganando en sus años de experiencia en una torre de perforación.

Cuando la decisión ha sido tomada para sacarla del hoyo, el perforador está ubicado en el freno del malacate y la levanta muy lento bajo la mesa rotatoria cuando la broca deja de perforar. el continúa manteniendo lleno la circulación del lodo por alrededor de 10 o más minutos, para asegurar que todos los cortes o residuos sean sacador suficientemente lejos del hoyo ya que estos no deben estar en el fondo mientras dura el cambio.

Como rutina de perforación, sacar tuberías con el taladro, requiere repetidos labores de perforación de una cuadrilla cada uno con una obligación especial. El perforador opera la maquinaria de alzamiento; el hombre de piso maneja la tubería de perforación y las llaves. Ellos también están situados detrás de la plataforma dela tubería de perforación, mientras el hombre de la torre maneja la parte superior de esta, los elevadores el poner la tubería en la cremallera en posición correcta. El motorista opera el torno de las llaves y asiste al perforador.

Estos rítmicos procedimientos continúan siempre hasta que el taladro alcance el cuello de la superficie, debido a su gran peso y su largo diámetro.

La tubería de perforación es autosuficiente para soportar el encuellador del drill collar. Una abrazadera de seguridad (Fig.11-10) sobre la cuña ha sido colocada detrás, el elevador sustituto (Fig.12-1) será requerido para manejar cada cambio del drill collar suministrando espacios para los elevadores.

Cuando el último drill collar se retire de la mesa rotatoria el desconectador de barrera (Fig. 11-11) está ocupando en el buje de transición rotatorio, la mesa está asegurada, con la broca dentro del desconectador de barrera, la conexión de la broca es separada por el cable de las llaves y sacamos las llaves alrededor del drill collar.

La broca vieja es destornillada manualmente y la nueva broca es sustituida. La nueva broca, en el desconectador de la barrera está bien colocada y la hacemos correr hasta el fondo

complementando un viaje.

CORRIENDO Y CEMENTANDO EL CASING

Pequeñas sartas de tubería de revestimiento, como un tubo conductor o superficie de tubos comúnmente son realizados por las cuadrillas de perforación.

No es común para pequeñas piezas de tubo conductor, usadas primeramente como estranguladores y luego son tapadas y fijadas entre la tubería y el hoyo seco. Grandes conductores son usualmente cementados usando el método convencional de dos tapones.

El capataz adicional necesitó para recorrer longitudes más largas, sartas de revestimiento suministradas por la cuadrilla. La cementación de la tubería de revestimiento es siempre hecha por una companía especial de servicio. Las cuadrillas trabajan en horarios regulares, después paran cierto tiempo para fraguado del cemento, hasta endurecer suficientemente hasta reanudar la perforación.

Ambos, intermediario y productor de la sarta de revestimiento requiere ayuda extra y periodos largos de tiempo de trabajo. Por estas razones las cuadrillas son llamadas, si es rentable el área. Las cuadrillas son especialmente adiestradas por la experiencia de ejecutar toda tarea relativa a correr el casing y más obligaciones que se presenten en el trabajo.

Ellos son especialmente equipados; el perforador continúa con los turnos de control del malacate pero los otros hombres de la cuadrilla son subordinados del capataz de la cuadrilla.

LUBRICACION Y MANTENIMIENTO DE LA TORRE

El servicio de mantenimiento de la maquinaria de perforación es directamente proporcional a un práctico mantenimiento. Operando los equipos de perforación con descuidados métodos de reparación y lubricación no competirán satisfactoriamente.

Exactamente, que es necesario en el equipo? Perforaciones rápidas, longitudes extensas de cuerda para el drill collar, grandes profundidades y para mencionar un poco l maquinaria produce grandes ruidos en la superficie.

Hace mucho tiempo 1950 en Oklahoma una perforadora fue considerada como la mejor, utilizando 75 días para perforar 10.000 pies de profundidad, considerando este como un gran tiempo para ejecutar ese trabajo. Hoy en día son necesarios 35 días para ejecutar el mismo trabajo. Eso quiere decir que en la actualidad estas maquinarias han mejorado su rendimiento en un 25%. Requieren una potencia mínima de 850HP.

La cuerda del drill collar era considerada adecuada con un peso de 20.000lbs, de 25 años después se usa frecuentemente una cuerda de 45.000 lbs. Con estas condiciones obtenemos un servicio satisfactorio de las máquinas de perforación.

MANTENIMIENTO VS SEGURIDAD EN UNA TORRE

Desde el punto de vista la seguridad, se puede mirar como efecto de mantenimiento de una torre. El operador no ha sido capaz de correr una longitud extensa por la deficiente condición de la torre, produciendo accidentes los mismos que son directamente atribuidos a la práctica deficiente del mantenimiento de la torre.

MANTENIMIENTO VS TIEMPO DE REPARACION DE UNA TORRE

En todos, pero en algunos casos extremos, con una alta reparación de la torre baja el porcentaje de tiempo en donde un deficiente programa de mantenimiento es efectuado. Este es un reporte ilustrado eficiente de una torre desde una iluminación (425HP) son mostrados.

En el pozo Nx 1 se realiza una operación con un tiempo total aprovechable del 71.53% para realizar un hoyo. En el pozo Nx 2 solamente se utilizó un tiempo aprovechable de 57.61% hasta llegar al fondo desgastado.

Inmediatamente el analista examina las pruebas para encontrar las largas diferencias existentes.

En el pozo Nx 2 donde la reparación fue de 145 horas o 28.63%, o en el pozo Nx 1 la reparación total se realizó en 30.75 horas o 7.3%. La reparación de máquinas y misceláneos (mesa rotatoria, bloque de corona, bloque viajero, etc.) fueron de 26.47%.

En particular este pozo (Nx 2) el embrague maestro no estuvo trabajando propiamente, debido a una mala regulación y duración del viaje, el perforador es incapaz de retirar el embrague y levantar la corona. La segunda principal reparación fue debido al mantenimiento impropio y

sobrecarga en el malacate Nx 1. Esta maquinaria tuvo que ser enviada y reparada completamente. Ambos mecanismos fracasaron y son atribuidos a la supervisión y mantenimiento de la torre (impropio).

MANTENIMIENTO VS UTILIDAD DE UNA TORRE

Refiriéndose nuevamente al resumen del tiempo de alrededor de la descripción de los pozos, el efecto de estos tipos de servicio de ingresos de utilidades fueron determinados por comparación del costo y tiempo de operación de la torre. El promedio de costos de operación para estas torres en grupo de 5 pozos fueron de $1168.00 por día o $48.66 por hora de operación.

El efecto de un bajo tiempo fue causado por un mal mantenimiento de la torre produciendo desastres al correrla por un corto tiempo. La nota de comparación de esos dos pozos es de 5000 pies. Se podría tener dos pozos perforados como el Nx1 para compensar la pérdida ocurrida en el Nx 2.

Se podría fijar los mismos énfasis en el mantenimiento de la torre en realizar un hoyo. El hoyo fue perforado antes de poder hacerlo útil, pero si el equipo es destruido haciendo de este modo, cualquier cosa y un mantenimiento propio a la torre hiendo mano a mano- así obtenemos la utilidad esperada.

LUBRICACION BALANCEADA Y PROGRAMADA DE MANTENIMIENTO

Hay buenos programas de mantenimiento y operación de los equipos de perforación y métodos de entrenamiento para las cuadrillas de los trabajadores que deberían ser aprovechados por ellos. Todo depende del tiempo disponible que puedan dar los supervisores a los trabajadores. No se puede esperar de un hombre hacer un buen trabajo si no se le ha dado la oportunidad de como aprender a hacerlo. Algunos métodos que puedan incrementar la eficiencia son:

1. Discutir sobre la propia y adecuada lubricación para cada parte de la perforadora.

2. Estudiar manuales de mantenimiento y adecuada lubricación para incrementar al conocimiento y aplicarlo.

3. Discutir sobre equipo y mantenimiento con fábricas representativas.4. Guardar conocimientos sobre cambios de aceite, piezas de reparación, máquinas a dieses,

etc. Para hacer un chequeo al equipo de servicio.5. Inspeccionar el equipo periódicamente para determinar las partes, muchas veces menores

reparaciones pueden salvar un daño mayor.6. Proveer del equipo necesario a los operadores para que se mantenga una buena

condición.

CLAVE PARA UN CORRECTO MANTENIMIENTO PRÁCTICO

El toolpusher podría mantener prácticas con sus perforadores y cuadrillas para practicar lo que será efectivo, ahorrar tiempo y completar la cantidad planeada en el menor tiempo posible.

Los equipos que operan las 24 horas al día deben tener cuidado especial cualquier falla en estos pueden producir grandes pérdidas. El aceite debe ser chequeado diariamente, de manera que algún material extraño pueda ser descubierto.

Filtros y sistemas lubricantes deberían ser chequeados diariamente para estar seguros que están operando satisfactoriamente.

Las principales causas para el fallo de un equipo pueden ser:

1. Error de aceite2. Inadecuada lubricación3. Falla en la instalación; error de fábrica.4. Material defectuoso.

Una vez que se sabe de la existencia de una falla, esta debe ser reemplazada inmediatamente. Antes que cause daño a otras. Se deben incluir estas prácticas:

1. Seguir las recomendaciones manufacturadas para los equipos, examinar lubricantes antes de su uso.

2. Chequear sistemas y limpiar diariamente.3. Examinar periódicamente las partes principales de las bombas de circulación de lodo:

chequear válvulas y líneas de circulación de lodo, reemplazar las partes dañadas antes de iniciar nuevamente el proceso de perforación del pozo.

4. Limpiar todo la maquinaria posible, no dejar acumular grasas ni aceites.5. Después de cada uso, limpiar el equipo, así estará listo para la siguiente vez a ser

usado.6. Examinar las torres de perforación en periodos regulares.7. En algunos casos, los equipos necesarios o más importantes como plantas eléctricas,

compresores de aire, y hombres de perforación son usados solamente en emergencias por lo que deberían ser usadas diariamente para ver si están en buen estado.

8. Mantener un programa regulado de funcionamiento para máquinas de diesel.9. El funcionamiento de los equipos de perforación depende del adecuado tratamiento y

cuidado que le dan a los hombres de mantenimiento.

Usualmente las cuadrillas de la torre pueden juzgar por el tipo de bodega que posee cada torre, el mantenimiento de un pozo depende principalmente del tipo de maquinaria para completar el programa de perforación.

RESUMEN

No puede existir un adecuado mantenimiento de la maquinaria de perforación sin un adecuado entrenamiento. Las cuadrillas deben ser instruidas por los supervisores antes de iniciar un trabajo, con el fin de ahorrar tiempo. También ellos deben ser capaces de ver la armonía que puede existir entre una bien planificada práctica y la operación de realización del hoyo.

La importancia del mantenimiento de la torre en adecuado funcionamiento no significa que su capacidad de trabajar 24 horas en un día sea sobre acentuada. La impropia reparación causa pérdida de tiempo y de ganancias.

Una buena limpieza con una adecuada lubricación y arreglos para cualquier reparación producirán un beneficio para los contratistas, a precios que pueden ser comparados con los del propio dueño.

EVALUACION DE LA FORMACION METODOS WIRELINE

En el tema de las perforaciones fue posible aprender algo acerca de la naturaleza de la formación, mediante un examen del ripio de perforación.

La presencia de gas o aceite apareció desde que alguna vez hubo una presencia significativa de presión hidrostática, para prevenir la formación de fluidos desde la entrada del hoyo.

Cuando los hidrocarburos son encontrados, el gas podría aparecer inmediatamente a la superficie y consecuentemente achicarla, y determina el lugar donde el petróleo ha sido encontrado.

La evaluación es más dura con el sistema hidráulico rotario de perforación. El porcentaje de agua y solidos de suspensión en la perforación, no son solamente contaminados por los derrumbes, Poros son circulantes muy lentos en la superficie. La única indicación inmediata para un cambio en formación, es cambiar el coeficiente de perforación.

En un sentido la perforación está operando vendada, así la obtención de gas o petróleo está comprometido. Sino obstante el examen microscópico revela una saturación de aceite para corte, este examen es posible por la operación de extraer núcleos y los análisis que estiman cualitativamente tales núcleos tanto del aceite como el gas. El examen de pruebas puede determinar el eléctrico y el sacamuestras de pared tienen prácticamente desplazada la extracción de núcleos y examen de pruebas de prácticas de una operación profunda.

El perfil eléctrico fue desarrollado por los hermanos Schulmberguer (en Francia) a principios del siglo y puesto en práctica en los EEUU en 1930. Todas las operaciones han caído a la tercera categoría. Es responsabilidad de los operadores preparar el pozo y asistir en todo lo necesario para ser posible el servicio.

PESCANDO Y LIBRANDO TUBERIAS DE PERFORACION

Rescatar o pescar es una palabra generalmente usada para recobrar el material perdido en un taladro. Se puede recobrar algo perdido por medio de una polea o arrastrando lo perdido. Su tratamiento empieza en los primeros días de perforación cuando los objetos son recobrados del hoyo de perforación por el empate de secciones a la tubería principal haciendo balancear el gancho bajándolo por una polea o madero. Pero también PESCANDO significa lo contrario de perforación y en menor grado industrias de producción con equipo mejorado, herramientas especializadas y servicios necesarios, se puede rescatar aproximadamente de 3% del total de los costos de perforación. Anualmente el gasto de millones de dólares en esta fase de la perforación ha llevado a una inmensa especialización de la industria. Para explicar y discutir todas las herramientas y técnicas como la aplicación de cientos de tipos de operaciones se requeriría de un largo volumen, además la discusión de lo fundamental debe ser limitada a los problemas más comunes y en general aceptar los posibles métodos de solución. Debería ser recordado que hoy se acepta métodos que serán obsoletos mañana.

La mayoría de las herramientas sancionadas son obtenidas solamente arrendándolas e incluye los servicios de in experto.

Para un operador de perforación aun con la ayuda de un experto, es necesario tener un conocimiento de las herramientas que asisten en coordinación, para llegar a una conclusión lo más rápido.

Para referencia los principales propósitos de discusión son:

1. Torcedura o falla de la bomba de perforación; requerimientos: a. Enchufe de pescab. Enchufe de pesca y devastamiento o frenado.c. Enchufe de pesca y bomba adjunta de perforación.d. Enchufe de pesca con articulación adjunta y obturador de expansión: que se agarra a la

pared.e. Pescador de rosca y seguridad adjunta.f. Escariador de hoyo abajo de la tubería de revestimiento.

2. Cubrimiento de barrera para broca, conos y piezas pequeñas de hierro.3. Liberando tuberías de perforación; causas:

a) Pegamiento mientras esta dentro o cerca del fondo del pozo.b) Pegamiento cuando se está bajando tubería al pozo.c) Pegamiento cuando se está sacando la tubería del pozo.

1) FALLA DE LA TUBERIA DE PERFORACION O “ROTURA POR TORSION”

El trabajo más frecuente de pescar es por la tubería de perforación o la falla de la unión de la herramienta. Es comúnmente llamada una torsión libre y usualmente ocurre mientras se perfora. La tubería de perforación pierde su habilidad para estabilizar su torsión por el uso excesivo causado por el doblamiento o tensión. La grieta normalmente no se cristaliza como comúnmente se expresa; cualquiera se use, corroe o agriete.

a. USO DEL ENCHUFE DE PESCA un enchufe es la herramienta más aceptada para capturar la tubería de perforación o una herramienta de unión. Hay muchas manufactureras que proveen enchufes de pesca, pero fundamentalmente todas se operan igual. Algunos usas deslizadores, algunos garfios para la “cuña” en el escudillo pero básicamente son las mismas (Fig.12-2)Un enchufe de pesca debe ser para todos los equipos estándar en todos los aparejos y deben ser mantenidos en buena condición para el uso Inmediato con los deslizadores de tamaño propio y empacar los estampadores, para capturar la tubería de algún tamaño, la herramienta de unión o drill collar usador en el hoyo.Antes de vestir o ensamblar el enchufe, es importante revisar cuidadosamente la parte extraviada de la tubería rota y determinar si el tope del pescado en el hoyo está usado, enterrado o dividido y la distancia puede estar de la unión de la herramienta. Esta inspección consiste en aprender el tamaño de los deslizadores y el empacado y si el molino e necesario o no.Es buena práctica usar siempre una guía del control del molino justo debajo de los deslices para remover un dije del tope del pescado. Es importante obtener medidas exactas del enchufe de pescado y especialmente la distancia del pescado puede entrar el enchufe después de pasar a través de los deslices.Esta información será valiosa mientras se hace la labor de rescate. Más importante es encontrar la profundidad exacta del tope de la labor del rescate y las medidas exactas de la cuerda de rescate de manera que el rescatador sabrá cuando ha alcanzado la discontinuidad exacta cuando baja la herramienta rescatadora al hoyo. Muchos trabajos de rescate han sido retrasados o fallados por el pescador ya que estuvo sin saber probando arriba o debajo de la labor del rescate. Si el tope del pescador no podía ser encontrado o hay una duda en su localización entonces un electrolog (perfil eléctrico) debe ser corrido para encontrar el tope.Después de que el enchufe de pesca ha sido bajado cerca de el pescado la circulación del lodo debe ser obtenido lo suficiente para limpiar la herramienta. No es buena práctica tener el lodo y el hoyo arriba del pescado en buena condición antes de bajar la herramienta de pesca.Dificultades pueden surgir si la cuerda de rescate esta probablemente para picar alguna vez durante las operaciones de pesca. Ordinariamente el lodo no es circulado ninguna vez durante las operaciones de rescate con un enchufe de pesca. Las oportunidades son

mejores que el caucho empaquetado sostendrá después que el rescate está cogido si la bomba no se corre mientras el pescado entra a la herramienta.Ahora el capturador del pescado puede simplemente estar más abajo del enchufe sobre el pescado en el punto donde el tope del pescado ha sido pasado a través del escape y parte de los soportes de la cuerda de rescate. La cuerda de rescate esta entonces subida, los escapes y las uniones cuña entre el pescado y la caja, así coger una firme sostención del pescado. La circulación entonces, debe comenzar a través del enchufe y sobre el pescado para una condición apropiada del hoyo antes de empujarla.La cojedura no puede ser simple y puede requerir horas de paciencia y de un cuidadoso subir y bajar regresando y sintiendo.

Aquí es donde las medidas exactas cuentan y determinan si el enchufe está pasando por el pescado, si el fondo del enchufe está golpeando el tope del pescado, si el pescado entrará a los escapes si los escapes no están sosteniendo.

Durante esta operación, paciencia, imaginación, y cuidado son las palabras de vigilia. Irreparables daños pueden hacerse en el tope del pescado por asperosidad. Después de que el pescado es cogido y liberado, la mesa rotatoria debe ser cerrada y el pescado empujado sin rotación para evitar deslizamientos.

Si el pescado esta agrietado, todos los enchufes standard liberan sus puños teniendo la cuerda de pesca pesada aplicada y un giro hacia la derecha, cuando se pesca por lo menos 2000 pies, es buena práctica correr un subchoque del enchufe de pesca.

Esto permite un soplo así también como el peso puede ser aplicado al liberarse los escapes. Un subchoque es mostrado en la Fig. 12-3 (unión substituida parachoques)

b. USO DEL ENCHUFE DE PESCA Y MOLINO: un molino de enchufe (Fig. 12-4) es una herramienta para cortar, diseñada para ir sobre el fondo del enchufe, para afilar el tope del pescado al propio diámetro para permitir un pasaje dentro de los escapes del enchufe de pescado. Su acción de cortar es obtenida al bajar la herramienta sobre el tope del pescado entonces lentamente rota. Esta dentro del diámetro y corta los bordes, son afilados y progresivamente el filo de afuera del diámetro del pescado a la dimensión de

los escapes del enchufe de pesca.

c. USO DEL ENCHUFE Y JUNTA DOBLADA DE LA TUBERIA DE PERFORACION: muy a menudo es posible encontrar el tope del caño de perforación del pescado con un gancho. Esto es causado por un hoyo de sobremedida permitiendo que el pescado caiga sobre un lado por

donde pasa el enchufe de pesca. La primera y más barata operación es poner una unión curvada en la primera unión de la tubería de perforación arriba del enchufe (Fig.12-5)

La junta encorvada forzará al borde del enchufe fuera del diámetro del hoyo. Al subir y bajar el enchufe con unos pocos grados regresa cada vez las oportunidades de encontrar el tope si uno de estos va sobre o cambia su posición para una mas favorable y buena pesca. El punto del enchufe naturalmente labrará contra la pared del hoyo mientras corre y así requiere más cuidado.

d. USO DEL ENCHUFE CON UNIOR ARTICULADA Y EL GANCHO DE LA PARED: la unión articulada y el gancho son una combinación de herramientas (Fig.12-6,12-7) usados para

empujar el caño de perforación Del pescado afuera de la cavidad de un diámetro largo y colocarlo en una posición para ser capturado por enchufe, corre justo debajo de la unión articulada.

Es ordinariamente la herramienta escogida después de la inclinación de la unión de la articulación ha sido fallada. La articulación o la acción de doblar es obtenida por presión hidráulica del lodo de circulación. Como la cuerda de pescar es rota lentamente con el lodo de circulación, el gancho de la pared es forzado fuera del diámetro del hoyo y se enganchara de la tubería.

Después de que la tubería esta enganchada uno o más torques son aplicados para la cuerda de pesca,la mesa rotatoria cerrada, la bomba parada y el enchufe levantado hasta que el impulso sea relevado, entonces baja. El peso del gancho de la pared y el impulso debe hallar el pescado al medio del hoyo directamente abajo del enchufe que puede bajar sobre el pescado.

Otra vez las medidas pueden ser importantes como pueden ser necesarias para bajar el enchufe de 20 a 30 pies bajo el tope del pescado a fin de enganchar en el gancho de la pared. Esto necesita levantar con la cuerda de pesca con un impulso siendo aplicado en el lugar exacto donde el enchufe puede ser bajado sobre el pescado. Esta operación requiere experiencia y puede requerir horas y aun días para un éxito completo, un equipo de precursores rotatorios corre hacia arriba y se conectan para una libre ayuda del pique del pescado. Se debe recordar que una unión articulada (withstand jarring upward) pero no es descendente.

e. USO DEL PESCADOR DE ROSCA Y LA UNION DE SEGURIDAD: muy a menudo la unión de la tubería siendo pescada serán dobladas por la compresión del peso de la cuerda de perforación, haciendo posible para el pescado entrar enchufe arriba de la combinación del gancho de la pared de la unión de la articulación. En este caso una buena herramienta es el pescador con una unión de seguridad en el tope de la primera tubería de perforación arriba del cono (Fig12-8, 12-9, 12-10).

El hoyo de circulación en el fondo del cono del enchufado. Un hoyo escartado en lado del cono de modo que la presión del lodo de circulación presionará en el punto del cono para el lado del hoyo.

El cono entonces puede ser bajado dentro del pescado yes atornillado dentro de este. Después de que el cono ha sido exactamente sostenido en el pescado, la unión de seguridad puede ser relevado y desatornillado por rotación a la izquierda. Entonces debe ser posible que para ir sobre la unión y el cono como la tubería encorvada y afuera los cortadores. Un corte es hecho en el fondo del hoyo, el problema es alguna parte del pescado empuja y entonces el enchufe procede resumiendo.

f. USO DEL ESCARIADOR DEL HOYO DEBAJO DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO: si los procedimientos de arriba fallan, el hoyo puede ser escartado a lo largo del diámetro posible, por lo menos 60 pies arriba del tope del pescado y los procedimientos enlistados deben tratarse otra vez. El hoyo sobredimensionado arriba del pescado puede permitir suficiente espacio para que la herramienta del pescado pueda capturarlo.Si todos los procedimientos fallan, limpiar es la única solución. Ocasionalmente una arena de petróleo y agua a gran presión ha sido penetrada abajo del tope de un pescado, el cual no puede ser cogido en una cavidad. Puede ser deseable o aun impulsar para llegar debajo de la tubería de perforación hasta la sección de la arena de petróleo y el agua a fin de cerrar el hoyo y prevenir daños en el reservorio.Esto ha sido por cementación en el tope del pescado en la cavidad y entonces perforar a lo largo del pescado. Intentar perforar a lo largo sin cementar a fallado.

2. RECUPERACION DE BROCAS PARA ROCAS, CONOS Y PEQUELAS PIEZAS DE HIERRO

Las pequeñas piezas de hierro pueden ser recogidas al correr un magneto en el fondo de la tubería de perforación (Fig.12-11).la circulación debe ser obtenida para limpiar las cavidades en el fondo del hoyo para permitir un contacto directo entre el magneto y el hierro. Una canasta puede ser usada. Este es un simple sacamuestras de 2 a 3 pies (Fig 12-12). Un pequeño núcleo está cortado, por una pieza de hierro en la muestra.

Hay muchas figuras del lado de la canasta y hierros subdiseñadas con uno cono bolsillo para atrapar pequeños pedazos de hierro que han sido empujados desde el fondo. Ellos son usados justo arriba de una roca de formación dura. El secreto es romperles en pequeños pedazos alternadamente deteniendo el bombeo con fuerza para que el hierro suba y caiga.

Este método tiene la ventaja de permitir al perforador que contiene la perforación una vez que el hierro es pescado y ahorra un tiempo de viaje.

Una broca, borde o una pieza de tamaño similar de hierro debe ser pedaceada antes de pescarla afuera. Esto puede ser hecho con unos 10/4 de nitro, con un disparo de carga de hierro con una tubería de articulación N-80 o con un hoyo completo de material duro molido tal como Khistrite. (Fig. 12-13, 12-14)

3. LIBRANDO DE ADHESIONES LA TUBERIA DE PERFORACION – CAUSAS YSOLUCIONES

Antes del trabajo de liberar la tubería de picar, puede ser inteligente un análisis cuidadoso de la razón para la adhesión, debe ser hecha como la aproximación dependiendo de la razón, básicamente es usual tratar de mover el pique de la tubería en la dirección opuesta a la que está viajando cuando este viene adherir. Las razones más comunes para la adhesión de la tubería son:

a. MIENTRAS ESTA SOBRE O CERCA DEL FONDO: la sarta de perforación raramente viene adherida mientras perfora arriba bajo condiciones normales, pero esto puede suceder. Si los pedazos de perforación están dentro de una gran formación impermeable causando pérdidas de retorno, entonces los cortes de perforación y cavidades en la anulación soplara abajo y filtrara afuera de la formación, ellas empacaran alrededor de la broca y el drill collar de perforación adhiriendo abajo la porción de la sarta de perforación.

Otra causa de que la adhesión se vuelva, mientras la broca está en el fondo es la posibilidad de un lavado externo, o el hoyo en la tubería perforada en algún punto de abajo del hoyo. Si gotea en la presión de circulación u otra superficie las indicaciones son detectadas como la falla del fluido de perforación para encontrar el fondo del hoyo causará una acumulación de corte en el fondo que puede adherirse a la sarta.

No es común que la sarta de perforación vuelva a adherirse mientras rota y circula lentamente con una broca al fondo. Es una usual practica prioritaria para deslizar registros o por alguna razón requiere el hoyo ser limpiado de cortes. Usualmente lo que sucede es que la tubería de perforación se vuelve a adherir a la pared debido a la presión diferencial entre la presión de la columna de lodo y la presión de la formación en una zona permeable.

En la actualidad usualmente sucede la adhesión de la pared en una zona permeable donde la tubería d perforación es presionada contra la pared del hoyo. El movimiento de la tubería puede haber destruido la costra de lodo, permitiendo a la tubería ir directamente en contacto con la formación permeable, teniendo una presión más baja que la presión hidrostática de la columna de lodo. Esta diferencia de presión, sobre una considerable extensión de la tubería de perforación, produce una presión lateral tan grande que la fricción entre la tubería y la formación proviene más allá del movimiento de la tubería.

La adhesión de la pared usualmente ocurre cuando la rotación del movimiento de la tubería es interrumpido, aunque el completo fluido de perforación y circulación continúa. La tubería realmente no se adhiere hasta que el movimiento de la perforación y/o la rotación esta descontinuada, momento en el cual agarra la presión diferencial. Cuando se comienza a salir o hacer una conexión, ya no hay alternativa para detener la circulación y el movimiento de la tubería.

No hay un solo método de adhesión libre de las cuerdas de perforación, la causa puede ser determinada razonablemente y el nivel en el cual es adherido puede ser determinado por la cantidad de la extensión por unidad para empujar arriba un peso normal de la cuerda libre. Un esfuerzo debe hacerse para trabajar la tubería arriba y abajo, dentro de los límites de la carga segura.

Si la perdida de circulación es un factor, los pozos deben ser tomados para recuperar la circulación, el aceite inmediato es el paso más común y próximo si la tubería no puede ser libremente trabajada. Esto es llevado a cabo bombeando el aceite debajo de la cuerda de perforación, es usualmente llenada completamente de aceite y desplazada en pequeños huecos aproximadamente de30 minutos de intervalos por unos pocos golpes de la bomba.

El aceite puede causar que la tubería se libere en pocas horas o pueda llevar un par de días pero considerando el procedimiento alternativo se paga teniendo paciencia.

Si la sarta de perforación no puede ser trabajada libremente después del aceite al próximo paso es deslizar un punto libre del indicador para determinar el punto libre más abajo del cual la tubería puede ser recuperada (Fig.12-15).el indicador del punto libre es correr dentro de la sarta de perforación en una línea eléctrica por una compañía de servicio. Esta es una larga y esbelta herramienta consiste en dos partes mayores conectados por una unión telescópica. Cada sección mayor es equipada con un magneto para usar en una tubería de hierro o un salto de fricción ensamblante para uso en aluminio u otras tuberías no magnéticas.

La conexión telescópica actúa como un transductor para evitar señales eléctricas a la superficie cuando se ha producido un movimiento relativo entre dos secciones siendo cada uno independientemente arreglada, alguna distancia aparte para la pared de la tubería.

Las variaciones en torsión o tensión de la cuerda aplicada en la superficie, produce menor movimiento relativo de las dos secciones donde la tubería es libre pero no hay movimiento donde la tubería es adherida. Varios puntos de chequeo pueden ser observados antes de que el punto libre más abajo sea localizado.

Incorporado en el punto libre de la herramienta es un collar de localización. Suspendida la herramienta abajo esta una cuerda de descarga (primera cuerda), la cual puede ser detonada eléctricamente desde la superficie. El objeto es encontrar la conexión más baja en el punto libre de la cuerda y entonces espaciar la cuerda una unión arriba de esta.

La tubería puede ser regresada al aplicar una torsión de la mano derecha y una tensión neutral cercana en la tubería en el punto crítico Entonces detonar una dosis de la cuerda. La tubería libre esta entonces desatornillada y recuperada.

El procedimiento más seguro para recubrir la adhesión de la tubería izquierda en el hoyo es deslizar una cuerda de lavado externo de la tubería en el fondo de la cuerda de pescado. El tamaño del diámetro del hoyo fuera de la tubería y collares en el hoyo, la extensión del pescado y la condición general del hoyo determinara el tamaño y la extensión de la tubería lavada y el tipo del zapato de perforación en el fondo.

Por ejemplo, herramientas de uniones de 6 y 6.1/4pulg, drill collars de 9 pulg. El hoyo acomodaría 7.5/8 pulg, la tunería de lavado y el zapato con 8.1/2 pulg. Ordinariamente la tubería de lavado es segura de 200 a 500 pies. Si el trozo esta en el fondo y el pescado no es muy grande puede ser lavada afuera de una fuente, un sobredisparo puede ser hecho propiamente espaciado para capturar el tope de la tubería de perforación, después de lavar arriba el trozo de la unión. El pescado es empujado con el lavado de la tubería.

Si los drill collars están el hoyo el regreso de la herramienta puede ser aproximadamente espaciada para atornillar dentro del tope como el lavado alcanza la broca. Con las herramientas no regresadas la tubería de lavado es empujada y un viaje es realizado con un sobre disparo o una unión atornillada para recubrir el pescado liberado.

Si el pescado está en el fondo y la larga herramienta para limpiar arriba en una fuente, la herramienta de regreso se desliza en el tope de la tubería de lavado. Un punto libre indicador es entonces corrido y el pescado regresa con la ayuda de un disparo de la cuerda. El pescado libre es entonces recubierto con la tubería de lavado y el procedimiento duplicado hasta que el pescado está cubierto por completo.

Si la cuerda de adhesión está en el fondo y fue lavada libre, un sobredisparo rompe la herramienta de la unión de la tubería de perforación, es deslizada una unión al fondo de la tubería de lavado. Este sobredisparo provendrá la unión de la herramienta de caer a través de esta. Debe haber una libre unión de la tubería en el tope del pescado para prevenir un sobredisparo para ir sobre la unión de la herramienta antes de que el lavado externo empiece, he aquí la necesidad para dejar una unión libre cuando regrese.

Es una práctica estándar deslizar un equipo de martillo rotatorio (Fig.12-19) y una unión de seguridad con una tubería de lavado para asistir a la liberación o conseguir la flojedad de la tubería en lavado en caso de que esta se adhiera.

b. BAJANDO LA TUBERIA EN EL HOYO, FORZANDO LA BROCA DENTRO DE LAS CAVIDADES BAJO O EN MEDIO DEL HOYO DE PERFORACION PARA PREVIO USO DE LA BROCA: la tubería se desliza mientras corre en el hoyo, puede ser usualmente liberada al regreso en el punto libre

FUNDAMENTOS DE LA PERFORACIÓN ROTATORIA

CAPÍTULO XIV

TASAS EFECTIVAS DE PENETRACIÓN

No hay ningún otro factor que más contribuya a reducir el costo de la perforación que mas tasas de penetración mejoradas. Constituye el objetivo de la cuadrilla de perforación al perforar un pozo rápidamente y que este sea perforado tan bien que pueda servir para la producción de petróleo o gas en caso de que estos sean localizados.

Buena parte del adelanto en las tasas de producción proviene de la experiencia efectiva el campo, aunque los experimentos efectuados en el laboratorio también han contribuido a tal adelanto mediante la evolución cuantitativa de diversas variables tales como el peso aplicado a la broca, la velocidad de rotación, la limpieza del fondo del pozo y la presión hidrostática del fluido de perforación.

Hay otros dos factores que son la selección de la broca y la elección del tamaño del hoyo, que no están sujetos a pruebas directas en el laboratorio.

LA SELECCIÓN DE LA BROCA

Las diversas estructuras de los dientes, unido a variaciones en la forma de la broca, dan como resultado numerosos tipos de brocas, uno de los cuales es adecuado para perforar eficazmente casi cualquier tipo de roca.

Desafortunadamente no es posible predecir en forma segura las características específicas de las rocas que van a ser perforadas por una broca. En consecuencia, el perforista debe utilizar todos los medios disponibles para escoger la broca que va a ser la perforación.

Uno de los registros más útiles son los registros de broca obtenidos en los pozos vecinos. También son adecuados los registros eléctricos de tales pozos. Estos dos registros sirven para verificar si ha sido correcta la anterior elección de las brocas y para correlacionar la

litología con aquella del pozo que va a ser perforado. En este sentido, la elección del tipo de broca es tratada extensamente en la literatura técnica.

El criterio que determina la elección de cada broca debe ser el costo total por pie a ser perforado y debe tomar en cuenta el precio de la broca, el tiempo de duración del equipo del perforador y otros gastos operativos relacionados con la corrida de la broca.

Un factor que con demasiada frecuencia es pasado por alto en la selección de la broca es el tamaño del hoyo. No siempre es posible tener libertad para elegir el tamaño del hoyo, pero, siempre que sea posible en la planificación del pozo, debe evitarse el empleo de brocas cónicas de rodillos pequeños para perforar rocas duras a grandes profundidades.

Las técnicas de perforación de hoyos de pequeño diámetro, según su concepto original, pre-suponían que el costo de perforación se reducirá algo en proporción al volumen del material excavado. Este postulado ha sido refutado desde hace tiempo, pues únicamente en pozos someros o cuando existen rocas suaves, pude reducirse significativamente los costos de perforación disminuyendo el diámetro del pozo a menos de 7 7/8 de pulgada. Tal vez esta paradoja merézcala aclaración siguiente:

La perforación de un pozo estrecho a una tasa igual a aquella aplicable en pozo más ancho requiere una carga equivalente por broca unitaria. Generalmente no es fácil darse cuenta de esto debido a las limitaciones inherentes en el tamaño de los cojinetes que presentan las brocas pequeñas.

Simplemente es posible fabricar una broca pequeña que tenga un poder de penetración similar al de una broca grande.

Como ejemplo, comparemos una broca tricónica de 6 pulgadas especiales para roca y cuyo peso sea cada 30 libras, con una broca de 12 pulgadas que pese 200 libras.

Los pesos sobre las brocas son aproximadamente proporcionales al cubo del diámetro del calibre de la broca.

Supuestamente esta razón o relación, se aplica a los diversos componentes de la broca, especialmente los conjuntos cónicos individuales que incluyen el cojinete y el vástago o eje.

El diámetro de la base del como, en el caso de la broca de 6 pulgadas mide alrededor de la mitad que en la broca de 12 pulgadas; consecuentemente, el espacio que abarca el cojinete de la broca más pequeña es solo la cuarta parte del espacio abarcado por la broca más grande. Por tanto, la carga permisible o razonable a ser aplicada sobre es relativamente proporcional al área transversal del hoyo, mientras que la carga requerida sobre la broca, para tasas iguales de penetración, es proporcional al diámetro del hoyo.

En base a esto, una broca de 12 pulgadas pude tolerar una carga cuatro veces mayor que una broca de 6 pulgadas. Dicho de otro modo, una carga unitaria permisible de 5000 1bs/pulg. de diámetro aplicada a una broca de 12 pulgadas, debe ser comparada con una unitaria de solo 2500 1bs/pulg. de diámetro aplicada sobre una broca de 6 pulgadas. Desechando otras variables, podemos afirmar que uno broca de 12 pulgadas, tendrá un potencial para una tasa de perforación doble que el de una broca de 6 pulgadas, ósea que es proporcional al diámetro de la broca. Es evidente que en el caso de las brocas de un tamaño más similar entre sí, el potencial de perforación es bastante menos pronunciado.

Existen factores prácticos y económicos que frecuentemente restringen la plena utilización de todo el potencial de perforación de las brocas más grandes. Así, el tamaño y el costo de las tuberías de revestimiento de los sectores superficiales e intermedio del pozo, a través de las cuales debe operar la broca, a menudo limitar el tamaño de esta. El mayor costo de capital de las tuberías pesantes de mayor tamaño, junto con el mayor tamaño de la tubería de perforación y del equipo y torre de perforación, pueden más que anular las ventajas de las brocas más pesadas.

La aplicación exitosa de las técnicas de perforación de pozo estrecho está limitada mayormente a áreas relativamente someras en donde pueden ser suficientes los equipos de perforación más livianos y más costosos. Los hoyos de poco diámetro también pueden ser más económicos cuando se está perforando hasta profundidades intermedias en formaciones de rocas blandas, siempre que una tubería de revestimiento pequeña que sea aceptable para la completación.

Es difícil hacer un análisis económico preciso de las técnicas de perforación para pozos de poco diámetro. En primer lugar, el ahorro reportado en el costo global del pozo raramente es desglosado en sus dos elementos principales, o sea, el costo de hacer el hoyo y el costo de completación. Debido a que es necesario perforar un hoyo de pequeño diámetro para instalar una tubería de revestimiento también de poco diámetro, se deben considerar individualmente las ventajas de cada procedimiento.

La segunda dificultad proviene del hecho de que con demasiada frecuencia el equipo empleado para perforar un hoyo de estrecho es igualmente adecuado para perforar un hoyo de diámetro regular hasta la misma profundidad. Además las brocas pequeñas requieren tubería de perforación de pequeño diámetro. Las elevadas presiones de circulación que ocurren en este caso a menudo no pueden ser toleradas por la bomba del equipo de perforación, lo cual ocasiona un rechazo injustificado de este tipo de pozos estrechos. Por tanto, tales pozos deben ser perforados solamente cuando el equipo de perforación sea apropiado para la operación.

LA UTILIZACIÓN DE LA BROCA

EL PESO SOBRE LA BROCA Y LA VELOCIDAD ROTATORIA

Las brocas cónicas de rodillos son de corta duración. El problema reside en encontrar el mejor modo de gastarlas. Aquí entran en juego muchas variables. Todavía no hay ningún procedimiento exacto que haya recibido aceptación generalizada, por lo que el criterio más lógico sigue siendo el costo por pie perforado, tomando en cuenta que el costo de la broca, más el costo del tiempo d operación del equipo mientras se hace la perforación y los viajes, más el costo de mantenimiento de los lodos y todos los demás gastos que intervienen durante la corrida de la broca.

La tasa de penetración constituye un factor muy importante para lograr el costo mínimo `por pie de pozos perforados. Cuando las tarifas del equipo de perforación son altas y los viajes son relativamente cortos, probablemente resultara ventajoso aumentar la tasa de penetración incluso a expensas recorridas de brocas más cortas.

Se ha demostrado en el laboratorio y se ha verificado en las pruebas hechas en el campo que las tasas de penetración generalmente aumentan en forma directamente proporcional a la fuerza vertical aplicada a la broca, siempre que permanezcan constantes en una buena limpieza del pozo y los demás factores involucrados. Ha sido demostrado que la tasa de penetración aumenta en proporción a la velocidad (RPM) de la broca, elevada a una potencia inferior a la unidad, y que a veces es tan baja como ½.

En teoría, y según la teoría de la limpieza perfecta de la perforación rotatoria, tal como la ha demostrado, Maurer, la tasa de penetración varía con el cuadrado del peso aplicado a la broca, ya sea expresado este como peso total o como peso por cada pulgada de diámetro de broca. De un modo similar, Maurer ha demostrado que, en condiciones de limpieza perfecta, las tasas de penetración son directamente proporcionales a la RPM de la broca, siempre que los demás factores permanezcan constantes.

En las operaciones reales de perforación es imposible lograr la limpieza perfecta. En la práctica lo más que se puede esperar en una limpieza uniformemente buena. Las figuras (14-2 y 14-3 ilustran estas relaciones).

Los resultados de las pruebas de laboratorio y las corridas reales hechas en el campo han sido los temas de numerosas y excelentes monografías técnicas en años recientes. Son especialmente interesantes las dos escritas por Galle y Woods. Es una lástima que debido a factores externos tales como la tendencia a la desviación (torcimiento) que presentan los pozos, no siempre es posible cumplir estrictamente con un programa óptimo de peso- velocidad- perforación.

No es preciso tener a mano un laboratorio bien equipado parar evaluar apropiadamente dos efectos que tienen el peso, la velocidad y la hidráulica de la broca, sobre una situación específica de perforación. La técnica propuesta originalmente por Lubiski convierte en laboratorio a casi cualquier equipo de perforación.

La preposición original de Lubinski comprendía los factores fundamentales que intervienen en este asunto. La técnica consiste en emplear un medio para determinar la tasa de penetración de profundidad, a fin de reducir al mínimo los efectos de un cambio posible en las características de perforabilidad de la formación en la condición de la broca y, consecuentemente, proporciona resultados que pueden ser considerados razonablemente como tasas instantáneas de penetración.

La técnica de Lubinski o prueba de perforación instantánea, tal como se la emplea actualmente en el campo, requiere como primer paso la determinación de una constante desaceleración o de aceleración o de aceleración de la sarta de perforación a la profundidad a la cual se realizan las pruebas.

La figura 14-4 ilustra el resultado de una de las tales pruebas de desaceleración realizada para determinar la constante (K) que representa la profundidad en pies perforados (con el

freno puesto) por cada 1000 mil lbs. de aumento en el peso suspendido según lo muestra el indicador. En este caso K=0,0500. La constante de la sarta de perforación fue determinada mientras se hacía circular a la tasa normal.

Empleando esta constante y las lecturas del indicador, cualquier intervalo perforado puede ser calculado con mayor exactitud que la medición obtenible con el Kelly. Este cálculo se expresa algebraicamente así:

Pies perforados = K (W1 – W2)

En donde:

W1 = peso inicial aplicado a la broca que es de 1000 lbs.

W2 = peso final aplicado a la broca que es de 1000 lbs.

A1 registrar el tiempo en segundos requerido para la prueba de perforación instantánea de un peso dado (con el freno puesto), la tasa de perforación puede ser determinada así:

Tasa (pies/ hora) = 3.600 (K (W1 - W2) / T)

El peso sobre la broca correspondiente a la tasa así determinada presenta el peso promedio o sea ((W1+W2)/2). Los resultados a la prueban pueden ser tabulados en la siguiente forma:

Peso sobre Tiempo transcurridoPeso promedio sobre

Tasa de penetración

broca en seguros Broca M lbs. pies / horaM lbs. M lbs.

43,0 W1-W2 (Transcurrido/9) AT (W1 + W2)/2 (3600 K (W1 - W2)/AT)

40,0 3,00 21 21 41,50 25,735,0 5,00 58 37 37,50 24,330,0 5,00 100 42 32,50 21,325,0 5,00 157 57 27,50 15,820,0 5,00 240 83 22,50 10,8

NOTA: K = 0,5000

El gráfico de la figura 14 -5 muestra las tasas de perforación (Col. 4) e función del peso sobre broca (Col.3 ) para la corrida de prueba a 7000 pies, utilizando una broca de 7 7/8 pulgadas, para formaciones duras y una tubería de perforación de 4 ¼ pulgadas.

De un modo similar, pueden correrse las pruebas de la tasa de perforación en función a la velocidad, pero cuando se hagan las corridas, de tasa de penetración en función de

velocidad o en función del peso en la broca, será necesario mantener uniforme la hidráulica (factores hidráulicos) de la broca y mantener constantes todas las demás variables.

A pesar de que la técnica de perforación instantánea no ha sido usada exactamente para determinar la magnitud de los factores hidráulicos de la broca requeridos para una situación dada, es de proveerse que en el futuro se desarrollará alguna labor en este sentido.

Cuando se llegue a un acuerdo sobre un patrón confiable de medida para determinar la hidráulica de la broca en lo relativo a la eficiencia de la limpieza, entonces será posible definir algunos de los parámetros necesarios para establecer, por anticipado, la energía hidráulica de la broca requerida para limpiar eficazmente hoyos de diversos diámetros, a lo largo de un amplio rango de tasas de perforación instantánea.

LOS FLUIDOS CIRCULANTES

En años recientes ha recibido bastante atención la técnica hidráulica tal como se la aplica a la perforación rotatoria. Aunque es posible que algunos aspectos de la misma hayan sido enfatizados en exceso, todavía hay una considerable falta de conocimiento de los fundamentos de esta técnica, e incluso a este respecto hay amplias discrepancias entre los tal llamados expertos.

En primer lugar, y sea cual sea la velocidad en las boquillas, los fluidos circulantes no destruyen la roca consolidada en ninguna magnitud significativa. La función del fluido circulante, en lo que respecta a la perforación de pozo, consiste simplemente sacar fuera de este todos los ripios producidos por la broca. La limpieza eficaz del fondo del pozo depende de las características del fluido y de la velocidad con la cual este se desplaza por el fondo del pozo.

La limpieza o eliminación de los ripios mejora aumentando tanto la velocidad de circulación como la densidad del fluido, y empeora al aumentar la viscosidad del fluido. La limpieza eficaz del fondo del pozo ocasiona la disipación de la fuerza (caballaje) hidráulica en las boquillas de la broca. Todavía se duda de que el caballaje hidráulico en broca constituya una buena norma para medir la limpieza efectiva.

Entre las numerosas monografías existentes en la literatura técnica, son especialmente interesantes las dos publicadas por Maclean en 1964-1965 debido a que ellas exponen un nuevo concepto que parece ser muy lógico. En estas monografías que contienen estudios sobre el flujo cruzado que ocurre bajo la broca, la confusión fundamental de Maclean es que la limpieza efectiva es una función de QV. Expresado en forma sencilla esto significa que los gpm tienen tanta importancia como la velocidad en las boquillas. Por otra parte, el caballaje hidráulico en broca es proporcional a QV2, lo que significa que la velocidad en

las boquillas adquiere una importancia desproporcionada. Tal vez pueda ilustrarse mejor esta mediante un caso hipotético. Supongamos un hoyo de 7 7/8 pulgadas, en el que se emplea una tubería de perforación de 4 ½ pulgadas para perforar a través de rocas duras a una tasa tal que el pozo sea limpiado efectivamente mientras se hacen circular 400 gpm con una velocidad en las boquillas de

1.- El peso sobre la broca

2.- Las RPM (o velocidad) de la broca

3.- La limpieza del pozo o hidráulica de la broca

4.- La presión hidrostática del fondo del pozo

Esto no es realmente nada nuevo. Los perforistas han sabido desde siempre que el modo de hacer un hueco es golpear con fuerza, hacer girar más rápido, eliminar el lodo desaguándolo y bombear al máximo.

LOS PROGRAMAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La adecuada selección y manipulación de la tubería de revestimiento es una de las etapas más importantes de las operaciones de perforación. El costo de esta tubería generalmente representa un gran porcentaje de los gastos totales de perforación y completación.

En los pozos exploratorios, a menudo la decisión más importante es la de instalar la tubería de revestimiento para efectuar las pruebas concluyentes de posibles zonas productivas. Las principales funciones de la tubería de revestimiento son las de proporcionar protección contra el hundimiento de las formaciones, ser un medio de apoyo para el equipo de superficie y prevenir la producción de fluidos indeseables.

Un programa de tubería de revestimiento construye un plan sistemático destinado a realizar la correcta selección y manipulación de esta tubería. En este capítulo abalizaremos os factores que deben ser considerados con el fin de preparar un programa eficaz.

CARACTERÍSTICAS DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

Antes de describir los métodos de selección y manipulación de esta tubería, es necesario comprender las características de la misma. Hay muchas formas de describir y clasificar a la tubería de revestimiento. En esta sección emplearemos la siguiente: (1) funciones de la tubería de revestimiento; (2) tubería de revestimiento de acero sin costura; (3) otros tipos de tubería de revestimiento.

FUNCIONES DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

De acuerdo a la función, la tubería de revestimiento se clasifica en tubería conductora, tubería de superficie, tubería intermedia y tubería para la producción de petróleo. La tubería conductora se emplea principalmente cuando el suelo de la superficie es débil. Vuelve más estable al sótano y proporciona un buen punto de partida para la perforación subsiguiente. Este tipo de tubería de revestimiento no es necesario cuando la superficie es estable. La figura 15-1 muestra un pozo que contiene las sartas superficial, intermedia y de producción.

La tubería superficial se emplea junto con cemento para proteger a las arenas de agua dulce contra la contaminación, y para servir de apoyo a equipo de superficie tal como los preventores de reventones. La profundidad que debe tener un pozo para requerir de tubería superficial es una cuestión que depende principalmente de la profundidad de las arenas de agua dulce y de las tensiones mecánicas que se prevé aparecerán debido a las formaciones de alta presión.

La lechada de cemento es bombeada a través de la tubería de revestimiento y sube por el espacio anular hasta llegar a la superficie. Ocasionalmente la lechada es descargada en el espacio anular si este no está lleno hasta la parte superior.

Las sartas intermedias, protectoras o de agua se instalan cuando ocurren desmoronamientos de la formación, derrumbes causados por el flujo de agua, y otros problemas en las formaciones superiores que vuelven difícil la perforación. Con los actuales métodos mejorados de perforación de control de lodos, la necesidad de la sarta intermedia ha disminuido hasta el punto que rara vez se la emplea en pozos de hasta 10.000 pies de profundidad.

Las sartas de producción se instalan ya sea encima de la formación productiva para completaciones de hoyo abierto, o ya sea a través de la zona cuando la producción se va a efectuar a través de agujeros.

En la mayoría de los casos, todas las sartas se extienden hasta la superficie. Sin embargo, en algunos casos la sarta de producción se extiende sólo hasta la parte inferior de una sarta intermedia. En este caso, a tal sarta se la llama “Liner” (tubo revestidor de fondo de pozo). Los Liners van sellados a la sarta protectora.

Aunque el empleo de Liners puede reducir el costo de la tubería de revestimiento, muchos problemas tales como filtraciones en los empalmes y cementaciones menos satisfactorias (que en el caso de las sartas de longitud completa) limitan la conveniencia de su aplicación.

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO DE ACERO SIN COSTURA

La tubería de revestimiento de uso más extendido es la de acero sin costura. Esta tubería es fabricada sacándola de barras redondas sólidas mediante la penetración de los centros de las mismas a alta temperatura hasta que se obtiene el deseado espesor de pared.

Las uniones para este tipo de tubería vienen provistas de una junta atornillada y de protectores de rosca. La figura 15-2 muestra la diferencia entre las juntas largas y las cortas.

En la tabla 15-1 se describe en detalle las características y dimensiones de la tubería de revestimiento sin costura, API, no recalcada. Existen otros tipos de tuberías de revestimiento distintos de los descritos en la tabla; la información sobre ellos puede ser obtenida de los fabricantes.

Las características técnicas completas en la tubería de revestimiento APL incluyen el diámetro exterior, el peso nominal por pie (basada en el peso de 20 pies de tubería de revestimiento o que incluye la junta), la clase de acero y el tipo de junta que puede ser de rosca larga (LT C) o de rosca corta (STC).

Así, por ejemplo, la siguiente es una descripción completa de una tubería de revestimiento

de 512

pulgadas D.E. 15.5 lbs/pie, J, ST.C. Una vez que se conoce esta descripción es

posible, mediante la tabla 15-1, obtener el diámetro interior, el espesor de la pared del tubo, el diámetro reajustado (que determina el diámetro máximo de las herramientas que pueden introducirse en la tubería de revestimiento), el diámetro exterior de la junta, lo que a su vez proporciona la información básica necesaria para determinar el tamaño de la broca más la información sobre las características de resistencia mecánica de la tubería de revestimiento.

En base a la descripción dada más arriba (512

; 15.5 lb, J; ST.C), se ha obtenido los

siguientes datos adicionales, según la tabla 15-1…

D.I. (Diámetro interior) 4,950 pulgadas Espesor de pared0,275pulgadas Diámetro reajustado

4,825pulgadas D.E. (Diámetro exterior) de la junta 6,050 pulgadas Resistencia al aplastamiento 4.810 lbs/pulg2 Resistencia final de la unión 211.000 lbs

El acero empleado en la tubería de revestimiento APL varía en resistencia desde el H-40, cuyo rendimiento mínimo es de 40.000 lbs/pulg2 hasta el P-110 cuyo rendimiento mínimo es de 110.000 lbs/pulg2.

La variación en el rendimiento y en la resistencia a la tensión depende de la composición química, del tratamiento térmico y del proceso de templado del acero.

La tabla 15-1 es una tabulación condensada y completa de las dimensiones y características de la tubería de revestimiento API para pozo petrolero. Sin embargo, desde su elaboración original han sido añadidas a las especificaciones API los siguientes tamaños:

421 ,5 , 68

5 , 785 , 104

3 , 1143 ,198

5 ,y 20 pulgadas de diámetro exterior en todos los casos.

El acero F-40 ha sido suprimido, y los aceros K-55 y P-110 han sido agregados a las especificaciones API. El K-55 difiere del J-55 sólo en su resistencia a la tensión que es de 95.000 lbs/pulg2 frente a 75.000 lbs/pulg2 para el J-55. Las especificaciones API son revisadas de vez en cuando, por lo que es recomendable consultar los últimos ejemplares de la especificación API. 5ª.

OTROS TIPOS DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

La tubería de revestimiento puede ser descrita de acuerdo a: (1) función; (2) método de fabricación; (3) tipos de junta o conexión, y (4) tipo de material utilizado.

Así, por ejemplo, los tipos incluyen tubería sin costura, soldada y remachada. La tubería de revestimiento generalmente lleva rosca pero también puede ser biselada para su ulterior soldadura. Para mejorar la resistencia a la tensión se fabrican y utilizan algunas roscas especiales diferentes de las estándar del API.

Fig. 15-1. Casing strings in well Fig. 15-2. A.P.I Casing – Short/ Long Coipling

Para los pozos someros existen tubería de revestimiento menos costosas tales como la soldad en espiral y la de la plancha de acero corrugada y remachada.

Los aceros de aleación se utilizan cunado la corrosión constituye un problema. También existe la tubería de plástico que es fácil de manipular y resistente a la corrosión.

EL COSTO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El estudio de los gastos relacionados con esta tubería forma parte integrante del programa de la misma. Los gastos directos comprenden el costo de la tubería de revestimiento, el transporte el tiempo de operación del equipo de manipulación e introducción de esta tubería, y la supervisión.

El costo de las cementaciones puede ser considerado como parte de los gastos de la tubería de revestimiento.

Una parte de los gastos puede ser recuperada a veces cuando se abandona un pozo. Esto es efectivo, puesto que se puede desprender a la tubería de revestimiento separándola del cemento y subiéndola a la superficie. Si la tubería se halla en buen estado, frecuentemente puede ser vuelta a usar, de otro modo, tiene cierto valor como chatarra

La tubería de revestimiento de segunda mano puede ser usada aprovechando su menor costo en las aplicaciones que no presentan condiciones rigurosas.

EL DISEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El término “diseño de la tubería de revestimiento” significa sencillamente la selección correcta de esta tubería. En este caso, “correcta” significa: (1) que la tubería no fallará en ningún momento de la vida útil del pozo; (2) que el diámetro de la tubería será el adecuado para una producción eficiente; y (3) que el costo para cumplir con los dos puntos precedentes será el mínimo.

Más adelante analizaremos los factores involucrados en una apropiada selección del diámetro de esta tubería. Una vez determinado dicho diámetro, la selección de una tubería de revestimiento que no sufra fallas y cuyo costo sea el mínimo, se vuelve el problema principal.

Una encuesta realizada por Mid-Continent District Study Committee on Casing Problems (API) reveló que las fallas atribuidas a procedimientos de diseño son casi inexistentes. Esto significa que el método aceptado para la selección de esta tubería cumple con la condición antedicha de que la tubería no debe fallar. Por otra parte, queda en pie la cuestión del costo mínimo.

Es probable que en muchos casos ocurra un exceso de gasto, como resultado de emplear el método aceptado de selección de la tubería de revestimiento. Esta posibilidad fue reconocida por el antes citado Comité del API. Los investigadores Saye y Richardson informaron que se había logrado un ahorro substancial de los costos en el campo Elk City de Oklahoma, al emplear factores de seguridad más bajos que los convencionales. Sin embargo, el investigador Texter señaló (en un análisis sobre el efecto de la tensión en el la resistencia de la tubería al aplastamiento) que todavía existen demasiadas factores desconocidos en este terreno como para justificar un cambio radical en el método de diseño.

La tendencia actual en el diseño de la tubería de revestimiento sigue la dirección de emplear menos acero, ya sea utilizando el método convencional pero con más bajos factores de seguridad, o empleando las normas del método de selección estándar pero adaptadas a las condiciones físicas prevalentes en cada caso particular.

CAUSAS DE FALLAS EN EL DISEÑO

A fin de diseñar tuberías de revestimiento que no fallen, es preciso conocer las causas de las fallas. Texter realizó un estudio de todas las causas conocidas problemas que sufre la tubería de revestimiento.

Los principales factores a ser considerados en el diseño de esta tubería son: (1) aplastamiento, (2) tensión, y (3) rotura (presión interna).

1.- La falla por aplastamiento es el resultado de un desequilibrio en las presiones externas. Consiste en el aplastamiento achatamiento de la tubería de revestimiento que puede ocurrir cuando la presión de fluido en la parte exterior de la tubería, es mucho mayor que la presión interna. Esto sucede cuando la tubería está vacía y sobre ella se ejerce la totalidad de la presión debida a la columna del lodo o al agua formacional externa a la tubería (se omite por su insignificancia a los efectos contrarrestadores de la fuerza de sustentación).

Si la tubería de revestimiento estuviese vacía a 8000 pies, y se utilizase un lodo de 11,6 lbs/gal, que significa una presión de 0.602 lbs/pulg2, por pie, entonces la presión relativa

externa que deberá soportar esta tubería es de:8000 pies x 0,602

lbs

pulg2

pie = 4.186 lbs/pulg2.

El aplastamiento también puede ocurrir durante una cementación forzada si la alta presión ejercida a través de los agujeros afecta la tubería en la parte superior a la empacadura. La figura 15-3 muestra de qué modo puede ocurrir el aplastamiento durante tal operación.

Además de la presión de los fluidos, el aplastamiento puede deberse a fuerzas mecánicas, tales como el desplazamiento de las formaciones o los temblores de tierra. Por otra parte,

las abolladuras debidas a una manipulación torpe, también reducen considerablemente la resistencia al aplastamiento que tiene esta tubería.

Se ha calculado que una deformación de 1 % en la tubería puede reducir la resistencia al aplastamiento en un 25%. Por este motivo la tubería de revestimiento debe ser manipulada en forma cuidadosa. La tensión también se puede reducir cuantitativamente en el diseño de la tubería.

2.- La tensión que ocurre en la tubería de revestimiento es el resultado de: (1) el propio peso de ella; (2) el desplazamiento de secciones apretadas durante el movimiento de vaivén, y (3) los cambios de temperatura que ocurren durante y después de la cementación.

La tensión causada por el propio peso de la tubería es parcialmente neutralizada por la fuerza de sustentación del lodo. Así, por ejemplo, el peso de un lodo de 12.0 lbs/gal desplazado por una tubería de revestimiento de 1000 pies, 7 pulgadas y 23 lbs/pie, cuando el lodo esta tanto dentro como fuera de la tubería, es de 4.209 lbs. De acuerdo al principio de Arquímedes este peso se resta del peso en el aire a fin de determinar el peso efectivo de la tubería en el lodo.

En este caso, este último peso es de 18.791 lbs.

La tubería de revestimiento de 1,8 lbs/pie y 512

pulgadas de diámetro y 10.000 pies de

longitud pesó 180.000 lbs en el aire pero sólo 141.480 lbs en un lodo de 14,0 lbs/gal. Los factores de corrección para la fuerza de sustentación se incluyen en varios manuales corrientes.

Cuando una tubería de revestimiento parcialmente vacía es introducida en un pozo, el efecto de la fuerza de sustentación es muy grande y la tubería puede flotar. El método convencional de diseño de esta tubería no toma en cuenta a la fuerza de sustentación, siendo ésta omisión una de las principales críticas que se dirigen contra él.

Cuando se cementa una tubería de revestimiento, el calor de la hidratación ocasiona significativos incrementos temporales de temperatura que producen expansión y aumentan los esfuerzos a la compresión. Luego ocurre el enfriamiento subsiguiente, si la tubería está fijada por arriba y por abajo, habrá una tendencia a que se produzca un encogimiento de la tubería, la cual se verá sometida a graves esfuerzos de resistencia a la tensión. Esto, a su vez, afectará a la resistencia al aplastamiento, tal como se dijo más arriba.

3.- La falla por rotura produce fracturas longitudinales en la tubería y es el resultado de presiones internas relativamente altas. Tales presiones son iguales a la presión prevista del fondo del pozo menos la presión debida al peso del fluido. Después de que se ha instalado la tubería de revestimiento, se aplica una prueba de presión estando el lodo dentro de la tubería la presión prevista, a fin de comprobar la resistencia a la rotura y ver si hay filtraciones.

Cuando hay gas en el interior de la tubería de revestimiento, la presión interna será más grave en la parte superior de la misma. Algunos diseñadores adoptan para este caso la presión completa de la formación (alrededor de 0,5 lbs/pulg2 por pie), mientras que otros restan el peso del gas. Así, por ejemplo, si en una formación de gas de 6000 pies la presión es de 3000 lbs/pulg2, entonces la presión existente en la superficie será de alrededor de 2500 lbs/pulg2. La cifra real depende de la densidad promedio del gas.

Alguna de las otras causas del problema con la tubería de revestimiento son las siguientes:

1.- Daños de las roscas debido a golpes

2.- Filtraciones

3.- Desgaste debido al contacto con la tubería de perforación, el cable de acero, la tubería de producción y las varillas.

4.- La torsión, cuando se hace girar la tubería de revestimiento durante las operaciones de cementación.

5.- Una incorrecta manipulación

6.- La corrosión, tanto interna como externa.

A pesar de que los únicos factores sobre el método de diseño que serán considerados en este capítulo son el aplastamiento, la tensión y la rotura, un programa eficaz, deberá también tomar en cuenta las causas de falla menos importantes. Así, por ejemplo, si la corrosión externa es uno de los problemas, se deberá tomar medidas para: (1) prevenirla mediante la cementación de las formaciones clave o utilizando anticorrosivos; (2) tolerarla pero utilizando una tubería de revestimiento más gruesas, o (3) considerar la posibilidad de aplicar la protección catódica.

El desgaste es otro de los factores tomados en cuenta por algunos diseñadores.

LA SELECCIÓN DEL DIÁMETRO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

El primer punto a ser considerado en la selección de la tubería de revestimiento es el tamaño (diámetro exterior) de la tubería de producción. No se puede exponer reglas sencillas para tomar esta primera decisión; a continuación se enumeran y analizan los factores más importantes.

1.- EL COSTO DE LA PERFORACIÓN

El costo de la completación sube a medida que aumenta el diámetro. Por tanto, el costo de los pozos de mayor diámetro debe ser considerando las ventajas económicas que se prevén.

2.- LOS MÉTODOS DE PRODUCCIÓN

Es posible que un pozo fluya en forma natural al principio de su operación, pero posteriormente puede requerir el bombeo artificial. El hoyo deberá ser de un diámetro suficiente para que dé cabida al equipo necesario para tal bombeo.

3.- LAS TASAS DE PRODUCCIÓN

Este es un factor importante sólo cuando dichas tasas son suficientemente altas para ocasionar notables caídas de presión en la tubería de producción.

4.- LA POSIBILIDAD DE UNA COMPLETACIÓN MULTIONAL

El diámetro del hoyo deberá ser suficientemente grande para permitir el accionamiento del equipo para completación multizonal, en caso de que es la última sea una posibilidad razonable.

5.- CANTIDAD DE SARTAS INTERMEDIAS

Si las condiciones de perforación previstas intermedias, entonces el diámetro máximo de la sarta será limitado (esto se trata en detalle más adelante).

6.- LA INDOLE DE LOS FLUIDOS PRODUCIDOS

Este es un factor importante principalmente debido a que influye en la elección del equipo de producción. A su vez, el equipo y los accesorios del interior del hoyo limitan el diámetro máximo de este último.

7.- LAS LIMITACIONES DE LA TORRE Y MAQUINARIA DE PERFORACIÓN

Ordinariamente, la selección de la torre de perforación depende del diámetro y de la profundidad del hoyo a ser perforado. Sin embargo, en ciertos casos la elección de la torre está limitada en un sector determinado. En tales casos, el diámetro del hoyo y de la tubería de revestimiento queda determinado por la capacidad de la torre y del equipo de perforación.

8.- REACONDICIONAMIENTO

Si por experiencia se sabe que en el área de operación son comunes los trabajos de este tipo, entonces el diámetro del pozo deberá ser suficiente para dar cabida al equipo requerido.

9.- DISPONIBILIDAD DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO

En años recientes ha habido muchas ocasiones en que ha escaseado esta tubería en el mercado. Tal escasez puede ser, y ha sido, un factor decisivo para determinar el diámetro de la sarta de producción.

10.- LA EXPERIENCIA CORRIENTE

Aunque todos los factores antedichos pueden ser considerados independientemente, la experiencia de otros operadores en un área dada también deberá ser examinada cuidadosamente antes de tomar una decisión.

11.- EL POZO EXPLORATORIO FRENTE AL POZO DE DESARROLLO

En un pozo exploratorio, el principal objetivo de la perforación es comprobar la existencia de zonas comercialmente productivas. Con frecuencia la incertidumbre que se presenta en estos casos requiere la instalación de tubería de revestimiento. En el aspecto económico, la perforación y completación de hoyos delgados puede incrementar el gasto de la exploración. Este factor deberá ser considerado confrontándolo con la posible aparición de problemas de producción en una época futura.

La selección de la broca y del diámetro de la tubería superior de revestimiento podrá efectuarse cuando se haya establecido el diámetro de la tubería de revestimiento que corresponda a la sarta de producción. El procedimiento empleado para determinar tales diámetros puede ser ilustrado más claramente mediante el siguiente ejemplo:

Ejemplo 1.- Cuáles brocas y tuberías de revestimiento deberán emplearse en un pozo de

10000 pies, si la sarta de producción consta de una tubería de revestimiento de 512

pulgadas? Una sarta intermedia tocará fondo a los 5500 pies, y la tubería de superficie será introducida hasta los 1500 pies.

1.- ¿De qué tamaño deberá ser la broca para permitir la operación de una tubería de

revestimiento de 512

pulgadas?

Al consultar la tabla 15-1 (O.D. 512

pulgadas), puede verse que el diámetro exterior de la

junta es 6.050 pulgadas. Esto significa que la broca necesaria para permitir la operación de la tubería de revestimiento deberá tener un tamaño mayor que 6.050 pulg. Deberá incluirse en el cálculo una tolerancia (o espacio libre) que exceda a este diámetro a fin de tomar en cuenta la costra de lodo, los accesorios de la tubería de revestimiento (tales como centralizadores y raspadores.) y la presencia de condiciones desusadas en el hoyo (como por ejemplo, el hundimiento delas formaciones, la desviación del pozo)

Aunque no existen normas válidas para todos los casos, Hill elaboró una guía que correlaciona la tolerancia con el tamaño máximo de la junta y con la longitud de la tubería de revestimiento. La tabla 15-2 proporciona una gula para la selección de la tolerancia que toma en cuenta el tamaño de la junta y las profundidades máximas probables de instalación de la tubería. Aplicando dicha tabla para el problema en cuestión vemos que se recomienda una tolerancia de 1,25 pulgadas para una junta de 6,050 pulgadas (no se asegura una

interpolación exacta de los datos puesto que la tabla es solamente una guía). Esto significa que el tamaño de la broca requerida deberá ser por lo menos de 6,050 + 1,25 = 7,30 pulgadas.

Al consultar la tabla 15-3 que contiene los tamaños corrientes de broca, vemos que en este

caso se elegiría la broca 738

pulgadas.

2.- Cuál deberá ser el tamaño mínimo de la sarta intermedia de revestimiento a través de la

cual puede pasar una broca de 738

pulgadas?

La broca de 738

pulg. escogida para la sarta de producción deberá poder pasar a través de la

sarta intermedia de revestimiento. La columna “Drift diameter” (diámetro reajustado) de la tabla 15-1. Indica el tamaño máximo debe tener una herramienta para poder atravesar una tubería de revestimiento de cualquier tamaño. Al examinar esta columna se ve que la broca

de 738

pulgadas, puede atravesar cualquier tubería de revestimiento de 858

pulgadas, puesto

que el diámetro reajustado varía entre 7,386 y 7,972 pulgadas.

3.- Cuál es el tamaño de la broca que permitirá la operación de una tubería de revestimiento

de 858

pulgadas?

Según la tabla 15-1 el diámetro exterior de la junta es 9,625 pulg la tabla 15-2 indica que la tolerancia debe ser de 3 pulgadas o sea un tamaño mínimo de la broca de 9,625 pulgadas + 3 pulgadas = 12,625 pulgadas según la tabla 15-3 el próximo tamaño de broca más grande

es de 1334

pulgadas.

4.- Qué tamaño debe tener la tubería de revestimiento superficial para que pueda atravesarla

una broca de 13314

pulgadas?

Según la tabla 15-1 la tubería de revestimiento debe tener como mínimo 16 pulgadas para que pueda satisfacer el requerimiento antedicho (el diámetro reajustado varía entre 14,822 y 15,188 pulgadas)

5.- El último paso en la resolución de este problema consiste en determinar el tamaño de la broca que permitirá la operación de la tubería superficial de revestimiento, lo cual se efectúa así:

ReferenciaDiámetro exterior 17.000 pulg Tabla 15-1

(D.E) de la juntaTolerancia 3,5 pulg Tabla 15-2Tamaño mínimo de la broca

20,5 pulg

Tamaño real de la broca

22,0 pulg Tabla 15-3

Resumen de los cálculos Tubería para:

Tubería de producción

Tubería Intermedia Superficial

D.E. de la tubería de revestimiento (pulg)

512

858

16

D.E de la junta (pulg)

6,050 9,625 17,000

Tolerancia (pulg) 1,25 3 3,5Tamaño mínimo de la broca

7,30 12,625 20,5

Tamaño real de la broca

738

1334

22

En el presente análisis de un programa de tubería de revestimiento para un pozo de 10.000 pies (ejemplo 1) se ha considerado un valor bastante amplio para la tolerancia; lo cual podría ser necesario en ciertas condiciones; sin embargo, en la mayoría de las áreas se aplica el siguiente programa más económico de uso más generalizado.

Perforar un hoyo 1712

pulgadas hasta 1500 pies, dentro el cual se introducirá una

tubería de revestimiento de 1338

y 54,50 J-ST-C, que tenga una junta de un

diámetro exterior de 1438

pulgadas y un diámetro reajustado de 12,459 pulgadas.

Perforar un hoyo de 1214

pulg. hasta 5.500 pies, dentro del cual se introducirá una

tubería de revestimiento de 858

pulg. y 3200 J-ST-C provista de una junta de 958

pulgadas de diámetro exterior y con un diámetro reajustado nominal de 7,796 pulg.

Para perforar un hoyo de 758

pulg. hasta 10.000 pies, dentro del cual se introducirá

una tubería de revestimiento y un diámetro reajustado de 4,767 pulgadas.

OBSERVACIÓN.- En razón a que las brocas de 778

son más populares y más fáciles de

conseguir que las brocas de tamaños inmediatamente menores, podría ser conveniente

medir el D.I. reajustado de cada tramo de tubería de 858

pulgadas y 32,00 con un calibrador

de diámetro reajustado de 778

pulgadas antes de introducir la tubería de revestimiento, y

luego utilizar las brocas de 778

pulgadas.

DISEÑO DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL DE REVESTIMIENTO

A menudo se descuida el diseño de esta tubería con el argumento de que para conseguir la resistencia necesaria basta cementar esta tubería a la superficie.

En el estudio del API sobre los factores que intervienen en el diseño de la sarta de revestimiento, se menciona que muchas compañías operadoras toman en cuenta el aplastamiento, la tensión y la rotura durante la selección de la tubería superficial de revestimiento. También consideran el desgaste y la corrosión. Una de las compañías utilizaba sólo tubería de calidad J-55, lo cual casi eliminaba la necesidad de efectuar tal diseño.

Ejemplo – 2

Una tubería superficial de revestimiento de 1338

pulgadas, debe ser instalada a 1500 pies

de profundidad. Especifique la tubería que debe ser comprada. No se prevé que la presión interna exceda las 1000 lbs/pulg2. Presupóngase los factores convencionales de seguridad.

Los factores de seguridad (SF) son de 1,15 (118

) para el aplastamiento, 1.9 para la tensión

y 1’1 para la rotura. El método convencional presupone: (1) que la tubería esté vacía o, en otras palabras, expuesta a la totalidad de la presión de la columna exterior de lodo, y (2) que sean insignificantes las fuerzas de sustentación del lodo sobre la tubería de revestimiento. Frecuentemente se presupone que la columna exterior de fluido ejerza una presión de 0,5 lbs/pulg2/pie (o sea 9.625 lbs/gal) (Véase la tabla 15-4).

1.- APLASTAMIENTO.- Una columna de líquido de 1500 pies de altura ejerce una presión de: 1500 pies por 0,5 lbs/pulg2/pie = La tubería de revestimiento debe ser capaz de soportar 1.125 x 750 = 844 lbs/pulg2. En la tabla 15-1 bajo la columna “Collapse

Resistance” para una tubería 1338

pulgadas encontramos que el primer tipo de tubería de

revestimiento capaz de soportar una presión de 844 lbs/pulg2 es la de 54,50 lbs/pie, clase J, la cual tiene una resistencia al aplastamiento de 1.140 lbs/ pulg2.

La columna “Collapse Setting Depth”, SF 118

” fue preparada en base a los datos de

resistencia al aplastamiento correspondientes al factor de seguridad y al peso (densidad) del lodo propio de este problema. Utilizando esta columna se facilita la elección de la tubería de revestimiento más adecuada para resistir este aplastamiento. En este caso, a una

profundidad de instalación de 1.500 pies corresponde una tubería de 1338

pulgadas, 54,50

lbs/pie y clase J. Según la tabla esta tubería puede ser instalada hasta una profundidad de 2.030 pies.

Conclusión: los requerimientos de resistencia al aplastamiento serán satisfechas con una tubería de 13,318 pulgadas, 54,50 lbs/pie y acero clase J.

2.- TENSIÓN.- La tubería elegida precedentemente va dotada de una junta corta que posee una resistencia final de unión de 545.000 lbs (tabla 15-1). Empleando un factor de segurodad de 1,8, el peso máximo que se puede aplicar a esta tubería es de 545.000 = 303000 lbs. Por otro lado 1500 pies de una tubería de revestimiento de 54,50 lbs/pie pesan 81,750 lbs.

Conclusión: Una tubería de 1338

pulgadas, de 54,50 lbs/pie, clase J, ST-C cumple

satisfactoriamente los requerimientos de la tensión.

3.- PRESIÓN INTERNA (ROTURA).- La tubería elegida tiene una resistencia, mínima a la deformación de 2.7730 lbs/pulg2 (tabla 15-1). La aplicación de un factor de seguridad de 1.1 significa que la tubería puede ser usada en forma segura siempre que la presión interna no pase de 2.730 = 2.480 lbs/pulg2. Esto significa que la tubería en cuestión es más segura de lo requerido.

Conclusión: Especifíquese para la tubería superficial de revestimiento una tunería de 1500

pies, 1338

pulg. 54,5 lbs/pie, acero, J, y STC.

Ejemplo – 3

En este caso una tubería de revestimiento de 958

pulgadas debe ser instalada a 2500 pies.

La experiencia previa indica que es adecuado aplicar factores de seguridad de 1,0 para el aplastamiento y de 1,5 para la tensión. El lodo pesó 9 lbs/gal. No se espera que la presión interna sea significativa. Especifique cuál es la tubería de revestimiento que puede cumplir con estos requerimientos. La solución a este problema consta de los siguientes pasos:

ELECCIÓN DE LA TUBERÍA SUPERFICIAL DE REVESTIMIENTO

1.- Diámetro de la tubería 958

pulgadas.

2.- Longitud 2.500 pies.3.- Peso del lodo 9.0 lbs/galón.4.- Presión del lodo: 0,468 lbs/pulg2/pie5.- Factores de seguridad

Aplastamiento: 1,0Tensión: 1,5Presión interna: no se la considera

6.- Esfuerzo de aplastamiento (presión del lodo x longitud de la tubería) = 1.170 lbs/pulg2.7.- Resistencia mínima al aplastamiento requerida por la tubería: 1.170 lbs/pulg2.

8.- Tubería que cumple con los requerimientos contra el aplastamiento: 958

pulgadas, 32,30

lbs/pie, tipo H.9.- Tipo de junta (corto o largo) = corto10.- Resistencia final de la unión: 279.000 lbs11.- Tensión máxima permisible: 186.000 lbs (resistencia final/factor de seguridad).

12.- Tensión debida al peso de la tubería: 80.750 lbs. Longitud de la tubería por peso por pie (por lo tanto está correcta).13.- Presión interna prevista (lbs/pulg2) no se la considera14.- Resistencia mínima a la deformación para la tubería elegida (lbs/pulg2) no se la considera.15.- Presión interna máxima permisible (lbs/pulg2): no se la considera.16.- Observaciones: no se prevén condiciones de un desgaste o corrosión desusados.

17.- Descripción para la tubería de revestimiento seleccionada: 2.500 pies, 958

pulgadas,

32,3 lbs, 60 pies, H, STC.

Ejemplo – 4

Hay disponible una tubería de revestimiento de segunda mano, de 1034

pulgadas, 51,0

lbs/pie, tipo N, STC. La inspección revela que ha mantenido su espesor original y que las roscas están en buen estado. Para comprobar que se use en forma segura, el factor de seguridad para el aplastamiento deberá ser de 1,5, la tensión será de 2,0 y el de presión interna de 1,3. No se prevé que la presión interna sobrepase las 2500 lbs/pulg2. El peso del lodo es de 10,0 lbs/gal. Determínese a qué profundidad puede ser instalada esta tubería.

En este problema se conocen las propiedades de la tubería en lo que respecta a la resistencia al aplastamiento (3.440 lbs/pulg2) a la tensión (804.000 lbs) y a la resistencia a la deformación (5.860 lbs/pulg2).

1.- Calcular la presión interna permisible5.860

1.3 = 4.510 lbs/pulg2

Puesto que este valor es superior a 2.500 lbs/pulg2 esta tubería puede ser utilizada si no fuera superior, la tubería no cumpliría con los requerimientos y sería innecesario efectuar cálculos adicionales.

2.- Calcular la longitud permisible de la tubería que puede ser sostenida en tensión.

Peso permisible = 804.000

2.0=402.000 lbs

Longitud permisible = 402.000 lbs51,0lbs / pie

=7.822 pies

3.- Determinar la profundidad máxima de instalación que puede considerarse segura y libre de aplastamiento.

Resistencia máxima permisible contra el aplastamiento:3.440

1.5 = 2.293 lbs/pulg2

Presión del lodo = 0.519 lbs/pulg2/pie (tabla 15-4)

Longitud máxima = 2.293 lbs / pulg2

0.519 lbs / pulg 2/ pie=4.418 pies

Por tanto, la profundidad máxima para la instalación segura de la tubería de segunda mano son 4.418 pies.

DISEÑO DE SARTAS COMBINADAS

Muchas sartas intermedias y la mayoría de las sartas de producción (para pozo de más de 3500 pies) constan de dos o más secciones que varían entre sí en cuanto a la calidad, peso y tipo de junta. A esto se llama sarta combinada. La ventaja de esta disposición sobre las sartas de un solo peso y calidad, es la de que es más económica en porcentajes que varían entre el 2 y el 20 %. En otras palabras, los actores de seguridad para una tubería de revestimiento de una sola sección de igual pero son más altos que lo necesario y dan como resultado una tubería diseñada en forma costosa.

Las premisas básicas sobre las condiciones físicas sobre las condiciones físicas que serán utilizadas para el diseño en este capítulo son conservadores pero de uso muy generalizado. El procedimiento de diseño empleado aquí no es el más rápido pero creemos que los principales del método serán ilustrados más claramente mediante su aplicación.

En la presente revisión de los principios de diseño de la sarta de revestimiento. Hills recomienda el método gráfico más rápido desarrollado por Main. Otro procedimiento, desarrollado por Kasten elimina el método empírico empleado aquí.

Tanto el procedimiento de Kasten como el de Main deberán ser estudiados cunado se conocen los conceptos básicos del diseño de esta tubería, especialmente si tal diseño es una tarea más que ocasional.

Las premisas en que se basa este método son:

1. La tubería de revestimiento está vacía, por lo tanto, la altura de la columna completa del fluido externo (lodo o agua) será considerada como el valor de la resistencia al aplastamiento.

2. El único esfuerzo tensional a ser considerado será aquel debido al peso de la tubería en el aire. No se le tomará en cuenta la fuerza de sustentación.

3. Las condiciones estándar de diseño determinarán un factor de seguridad de 1,125 para el aplastamiento de 1,8 para la tensión de 1,1 para la presión interna, y una presión de 0,5 lbs/pulg2/pie para la columna de fluido externo.

Otra limitación impuesta solo en este capítulo es que no se tomará en cuenta ninguna otra tubería que la incluida en la tabla 15-1. En la práctica se examinarían otros tipos disponibles.

Ejemplos-5

Diseñar una sarta de revestimiento de 9000 pies, de un solo peso y calidad y de 512

pulgadas. Empléense factores convencionales de seguridad y un valor de 0,5 lbs/pulg2/pie para la presión externa. Presupóngase que la presión interna no pasará de 4000 lbs/ pulg2.

1.- PANDEO.- Según la tabla 15-1, columna “collapse setting depthl”, una tubería de 17 lbs/pie, tipo N satisfacerá las peores condiciones previstas de aplastamiento.

2.- TENSIÓN.- Una junta 17-N, corta posee una resistencia final de unión de 273.000 lbs. Con un factor de seguridad de 1.8, la carga máxima que puede aplicarse sobre tal junta es

de 273.000

1.8=152.000 lbs

¿Cuántos pies de tubería de revestimiento de 17 lbs/pie podrán soportar una carga de

152.000 lbs? 152.000lbs1.7 lbs / pie

=8.940 pies

Es decir que la totalidad de los 9000 pies no podrán ser sostenidos con la junta corta si queremos mantener el factor de seguridad de 1.8. En esta etapa el diseñador tiene diversas alternativas:

a.- Puede razonar que el empleo de la junta corta para la totalidad de los 9000 pies no significa apartarse apreciablemente del factor de seguridad, especialmente en vista del hecho de que no se ha tomado en cuenta la fuerza de sustentación que reduciría la carga. El peso de la tubería de 9000 pies y1.7 lbs / pie es de 153.000 lbs. Empleando la junta corta el

factor de seguridad es 273.000153.000

=1.78.

b.- El diseñador puede especificar que en los 60pies superiores de la tubería se instalen juntas largas.

c.- El diseñador puede estipular que la totalidad de la tubería esté provista de juntas largas. La junta puede sostener 10.460pies; de su propio peso (calculado del mismo modo que para la junta corta).

3.- LA PRESIÓN INTERNA.- La resistencia mínima a la deformación es 7740 lbs/pulg2,

ña resistencia máxima permisible es de 7740lbs / pulg 2

1.1=7040 lbs / pulg2, lo cual es

bastante mayor que el máximo previsto de 4000 lbs/pulg2.

En la sarta combinada, el punto más bajo está sujeto a la mayor tensión al aplastamiento basándose en esto, se elige la sección inferior, tal como se ilustró en el Ejemplo-5. En algún sitio que esté más arriba de la parte del fondo conviene instalar una tubería más liviana a fin de proteger a toda la sarta; contra el aplastamiento.

La finalidad de los cálculos descritos en el ejemplo -6 es la de localizar este punto de cambio. En algún sitio por encima del primer cambio una tunería más liviana sería adecuada como medio de protección contra el aplastamiento. En cada sitio de cambio la verificación final sobre si una sección es o no adecuada consiste en determinar si la resistencia de una unión o junta es suficiente para soportar toda la tubería de revestimiento que está debajo de ella.

Aunque cerca de la parte inferior de la sarta el esfuerzo tensional no es grande, en cambio en la parte superior este factor determina cual sarta debe elegirse; por otra parte en la parte superior de la sarta el aplastamiento es insignificante. El ejemplo -6 trata del diseño de una sarta combinada en condiciones estándar. El ejemplo -7 será de tipo general.

Ejemplo 6

Diseñar una sarta combinada de revestimiento de 9000 pies y 512

pulgadas de un peso

mínimo (presuponiendo las condiciones estándar del diseño). Supóngase que se puede desestimar la presión.

Sección A.- 9000 pies hasta dónde?

1.- La columna “setting depth” de la tabla 15-1 muestra que la tubería de 17 lbs, N, puede ser instalada en forma segura hasta 10.470 pies mientras que la tubería 17 lbs, J, solo puede

ser instalada hasta 8000 pies. Por lo tanto, especifique para la sección A una tubería de 512

pulgadas, 17 lbs, N. Haga un cuadro similar a la figura 15-4 y llene los datos a medida que se los tenga.

2.- La siguiente tubería liviana incluida en la tabla 15-1, es la de 512

pulgadas, 15,50

lbs/pie, J. Esta puede ser instalada a 6.860 pes (tabla 15-1) si no hubiera esfuerzo tensional. Debido a que el peso de la tubería de 17,0 lbs/pie aplica una carga tensional sobre la tunería J de 15,5 lbs/pie, la resistencia al aplastamiento de esta última resulta disminuida. Esto significa que su profundidad segura de instalación se halla más arriba de los 6.860 pies. Las

figuras 15-5 y 15-6 muestran de qué modo este tipo de carga reduce la resistencia al aplastamiento en el caso de dos sartas de distinto diámetro. Para ilustrar este efecto se

utilizará la figura 15-5 que es aplicable a la tubería de 512

pulgadas.

3.- Presuponga que la profundidad de instalación es 6.860 pies.

4.- La carga tensional será de: (9000 – 6860)*17 = 36000 lbs (calculado hasta el millar más cercano).

5.- Una

carga tensional de 36000 lbs aplicada a una tubería de 15,5 lbs/pie tipo J, da como resultado (según la figura 15-5) una resistencia efectiva al aplastamiento de 3600 s/pulg2 o una profundidad segura de instalación de 6400 pies para condiciones estándar de diseño.

6.- La nueva profundidad supuesta de instalación es de 6400 pies.

7.- La carga tensional es de (9000-6400)*17 = 44000 lbs.

8.- Según la figura 15-5 a una carga tensional de 44.000 lbs le corresponde una profundidad efectiva de instalación de 6230 pies.

9.- La nueva profundidad supuesta es 6230 pies.

10.- La carga tensional es de (9000-6230)*17 = 47000 lbs (hasta el millar más cercano).

11.- Según la figura 15-6 obtenemos 6200 pies cuando la profundidad calculada no varía más de 50 pies del valor de la profundidad supuesta, considérese al valor calculado como el punto de cambio. La carga tensional es (9000-6200)*17 = 47600 lbs.

12.- El cálculo final tiene como objeto determinar el tipo de unión según la tabla 15-1, la resistencia de una junta corta para una tubería de revestimiento de 17 lbs/pie es de 273.0

lbs. La carga permisible sobre la unión de la parte superior es de 273.000

1.8=152.000 lbs.

La carga real es de 47.000 lbs, por lo tanto la junta corta resulta satisfactoriamente. Con esto completa el diseño de la Sección A.

Sección B – 6200 pies hasta dónde?

1.- La sección B estará compuesta por tubería; J; de 15,5 lbs.

2.- Cuál es la longitud que deberá tener la tubería y que tipo de junta se empleará?

3.- La tubería de revestimiento inmediatamente más liviana es la de 14 lbs tipo J. Su profundidad segura de instalación es de 5.640 pies.

4.- Supóngase que la profundidad de instalación es 5.640 pies.

5.- La carga tensional en la parte inferior de la tubería de revestimiento de 14,0 lbs será de 47600 lbs de tubería de 17 lbs más (6.200-5.640)*15,5 = 47.600 + 8.700 = 56.300 lbs.

6.- Según la figura 15-5, a una tubería J de 14,0 lbs le corresponde una profundidad segura de instalación de 4.900 pies para una carga de 56.000 lbs.

7.- Supóngase una profundidad segura de instalación de 4.900 pies, entonces la carga tensional será de 47.000 + (6.200 – 4.900)*15,5 = 68.000 lbs

8.- La nueva profundidad de instalación (según la figura 15-5) es de 4.750 pies.

9.- La carga tensional es de 47.000 + (6.200 - 4.750)* 15,5 = 70.000 lbs.

10.- La nueva profundidad de instalación (según la fig. 15-5) es 4.650 pies.

11.- La carga tensional es de 47.600 + (6.200 - 4650) * 15,5 = 72.000 lbs.

12.- La nueva profundidad de instalación es: 4625 pies, lo cual es satisfactorio.

13.- La resistencia final de la junta corta J de 15,5 lbs es de 21.000 lbs.

14.- La carga tensional máxima permisible sobre la parte superior de una junta de 15,5 lbs

es de 211.000

1.8=117.200 lbs.

15.- La carga tensional real es de 47.600 + (6.200 – 4.625)*15.5 = 72.000 lbs. Por lo tanto, la junta corta resulta satisfactoria.

Sección C.- 4.625 pies hasta dónde?

1.- La Sección C estará compuesta de una tubería de revestimiento J de 14,0 lbs.

2.- La tubería inmediatamente más liviana es la de 13,0 lbs, tipo F; sin embargo, esta tubería tiene una resistencia final de unión de 95.000 lbs(según la tabla 15-1 o una

resistencia máxima permisible de 95.000

1.8=52.800 lbs la cual no es suficientemente para

sostener ni siquiera las tuberías J de 15,5 N de 17,0 lbs utilizadas en este problema)

3.- Hasta que altura puede extenderse la tubería J de 14,0 lbs? Encima de los 4.625 pies, esta tubería se halla segura contra el aplastamiento (según lo demostraron los cálculos anteriores), por lo tanto, hay que calcular sus limitaciones a la tensión.

4.- La carga tensional; permisible es 186.000

1.8=103.000 lbs

5.- 103.000 – 72.000 (peso de la tubería que está debajo de la de 14 lb/pie) = 31000 lbs de tubería de revestimiento de 14 lbs/ pie permisible.

6.- 31.000 lbs14 lbs / pie

=2.210pies de tubería de 14 lbs/pie.

7.- La parte superior de la tubería de revestimiento J-S de 14 lbs mide: 4.625 - 2.210 = 2.415 pies

Algunas compañías limitan a cuatro la cantidad de secciones de una sarta. Otras no ponen ningún límite.

Sección D.- 2.415 pies hasta dónde?

1.- La tubería de revestimiento inmediatamente más pesada es la J de 15-5 lbs. La junta larga tiene una resistencia final de 247.000 lbs, o una Sección E.- tubería J-L de 17 lbs

resistencia permisible de 137.000 lbs.

2.- El peso de la tubería que está debajo de ella es de 103.000 lbs, lo que significa que se

puede utilizar 34.000 lbs de una tubería de revestimiento de 15.5 lbs. Esto significa 34.000

15.5= 2.190 pies, es decir la que la parte superior de la tubería J-L de 15,5 lbs mide 2.415 – 2.190 = 225 pies.

1.- Resistencia permisible a la tensión 275.000

1.8= 152.000 lbs

2.- Longitud permisible de la tubería de revestimiento J-L de 17 lbs: 152.000−37.000

17 =

820 pies, lo cual es más que lo necesario.

Con esto queda completo el diseño de la tubería. A continuación incluimos un resumen:

Profundidad Tipo de tubería 0 – 225 pies 17,0 J-L

225 – 2415 pies 15,5 J-L2415 – 4625 pies 14,0 J-L4625 – 6200 pies 15,5 J-L6200 – 9000 pies 17,0 J-L

Ejemplo -7

Una sarta de revestimiento de 7 pulgadas debe ser instalada a 7.390 pies; se utilizará lodo de 10,2 lbs/gal. No se prevé que la presión de rotura exceda de 3000 lbs/pulg2. La experiencia previa en el área indica que son satisfactorios los factores de seguridad de 1.1 para el aplastamiento y la presión interna y de 1.5 para la tensión. Diseñar una sarta combinada.

Sección A.- 7.390 hasta dónde?

1.- Presión máxima de aplastamiento presión de fluido (10,2 lbs/gal = 0,529 lbs/pulg 2/pie) (Tabla 15-4). La presión máxima de aplastamiento 7.390 x 0,529 = 3.900 lbs/pulg2.

2.- La tubería de la Sección A debe ser capaz de resistir 1,1 x 3.900 = 4290 lbs/pulg 2. La tabla 15-1.indica que la tubería de revestimiento de 7 pulgadas, 23 lbs/pie, tipo N, tiene una resistencia al aplastamiento de 4.300 lbs/pulg2, la cual es satisfactoria: A qué punto por encima de los 7.390 pies puede ser usada la tubería inmediatamente más liviana (la de 10 lbs/pie)?

3.- Puesto que la tubería J de 20 lbs/pie tiene una resistencia al aplastamiento de 2.500 lbs/pulg2, puede ser sometida en forma segura a una tensión mecánica de 2.500 = 2.270 lbs/pulg2/1.5

La profundidad permisible de instalación que corresponde a esta resistencia al aplastamiento de:

2.270 lbs / pulg20,529 lbs / pulg 2/ pie

= 4.300 pies; siempre que no haya carga tensional en el

fondo

4.- La carga tensional en el fondo o parte inferior de una tubería de revestimiento J de 20 lbs es: (7390 - 4300)*23 = 71.000 lbs

5.- Según la figura 15-6, a esta carga tensional y para esta tubería le corresponde una resistencia al aplastamiento de 2.200 lbs/pulg2 . La profundidad permisible de instalación luego de tomar en cuenta el factor de seguridad y la presión del lodo es:

2.2001,1∗0,529

= 3.790

A una profundidad de instalación de 3.790 pies corresponde una carga tensional de: (7.390-3.790)*23 = 82.800 lbs.

6.- Con esta carga, la resistencia al aplastamiento de la tubería 20 J es de 2.175 lbs/pulg 2

(según la figura 15-6). La profundidad permisible de instalación es: 2.175

(1,1∗0,529)= 3.740

pies

Esta profundidad no se aleja más de 50 pies del valor supuesto (3.790 pies); por tanto, el punto de cambio desde la tubería 23 N a la 20 J será fijado en los 3.740 pies.

7.- La carga tensional en la parte superior de la sección de tubería 23 N es: (7.390−3.470)

23= 84.000 lbs. La resistencia final de la junta corta 23 N es de 350.000 lbs. La carga

permisible es de 350.000

1.5 = 233.000 lbs, la cual es mayor que el valor previsto de 84.000

lbs.

8.- La sección A se extenderá desde los 7.390 pies a los 3.740 pies y estará compuesta por: tubería de 7 pulgadas, 23 lbs/pie, tipo N y STC.

9.- La presión interna permisible es: 6.340lbs / pulg 2

1,1= 5.700 lbs/pulg2

Este valor es mayor que el máximo previsto de 3.000 lbs/pulg2; por consiguiente, la especificaciones anterior es satisfactoria en lo que respecta al aplastamiento, tensión y presión interna.

Sección B.- 3740 pies hasta dónde?

1.- Según el trabajo precedente el peso y clase de la tubería de la Sección B es 20 lbs/pie, qué profundidad por encima de los 3.740 pies tendrá lugar el próximo cambio?

2.- La tubería inmediatamente más liviana es la 17 H. Obsérvese que la resistencia final de

la unión es de 160.000 lbs, lo que significa que puede soportar sólo 160.000

1,5= 107.000

3.- A qué profundidad puede instalarse la tubería 17 H? La profundidad permitida de

instalación es: 1370

(1,1 x0,529)= 2.360 pies (sin considerar ninguna carga tensional).

4.- La carga tensional a 2.360 pies es 84.000 lbs + (3.740-2.360)*20 = 110.800 lbs. Esta carga es mayor que la resistencia permisible a la tensión, por lo cual no puede ser empleada la tubería 17 H.

5.- Hasta qué distancia puede extenderse la tubería 20 J? La resistencia final es 254.000

lbs. La carga permisible es 254.000

17.5= 169.000 lbs

El peso de la tubería 20 J que puede ser utilizada es: 169.000 – 84000 (pero de la 23 N) =

85.000 lbs. Por tanto la longitud de la tubería J será: 85.000 lbs / pulg 2

20 lbs / pie= 4.250 pies

6.- Esta longitud será suficiente para que la tubería llegue hasta la superficie

7.- La resistencia a la presión interna es de 3.740 lbs/pulg2 (resistencia mínima a la

deformación). La presión permisible será de 3.740

1.1= 3400 lbs/pulg2, la cual es mayor que la

presión máxima esperada de 3.000 lbs/pulg2.

8.- Por consiguiente, la sección B consistirá en tubería 20 J-S, y se extenderá hasta la superficie.

CAPITULO 16

LA CEMENTACION

La cementación de un pozo petrolero consiste básicamente en desplazar una lechada de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento, y en sentido ascendente por el espacio anular que está detrás de la tubería y en donde se le deja que le trague con lo cual la tunería de revestimiento queda unida a la formación. Esta técnica es practicada donde quiera que se perforen los pozos petrolero. Es una operación compleja que requiere equipo especializado y un personal bien entrenado. La vida útil de un pozo productor puede depender de la operación de cementación.

Al perforar en busca de petróleo, es necesario atravesar varios tipos de formaciones. Estas pueden ser zonas permeables que contienen petróleo, agua, o gas. Las formaciones portadoras de estos fluidos no deseados se desplacen hacia el pozo y suban y bajen por el. Esto se logra bombeando una lechada de cemento en el espacio anular comprendido entre el hoyo del pozo y la tubería de revestimiento. Una vez que se lo deja fraguar el cemento se vuelve una barrera contra el desplazamiento de los fluidos que están detrás de la tubería.

Los objetivos de la cementación de un pozo petrolero son los siguientes:

1. Une la tubería con la formación 2. Protege las zonas productoras de petróleo.3. Protege otros estratos de la formación tales como las del agua dulce, carbón, potasa,

etc.4. Ayuda a prevenir reventones originados en zonas gasíferas de sito, presión situado

detrás de la tubería de revestimiento.5. Protege la tunería de revestimiento contra el agua formacional corrosiva y contra la

acción electrolítico.6. Forma un sello contra la contaminación del agua dulce que puede ser utilizada por

la gente.

7. Aísla zonas de pérdida de circulación y otras zonas formacionales generadas de problemas, a fin de poder perforar más profundamente.

De modo general, los procedimientos de cementación pueden dividirse en primarios y secundarios. La cementación primaria se aplica a los problemas de pérdida de circulación durante la perforación y a cementar la tubería de revestimiento después de haber localizado las formaciones productivas.

A la cementación primaria se le considera como la operación básica de cementación, que es realizada inmediatamente después de que se ha introducido la tubería en el pozo.

Toda la tarea de reparación o de reacondicionamiento que se requiera el empleo de cementación primaria, puede denominarse cementación secundaria o correctiva. En esta categoría se incluyen todos los trabajos de cementación forzada y otras medidas correctivas empleadas para detener el flujo de agua hacia el interior del pozo, para controlar a las proporciones gas-petróleo, o para superar ciertas situaciones que pueden presentarse en el pozo productor.

CEMENTACION PRIMARIA

Existen tres tipos principales de sartas de revestimiento utilizados en la perforación rotatoria.

LA SARTA DE SUPERFICIE que se pone y cementa para proteger las zonas de agua dulce. Para evitar posibles derrumbes en las formaciones de superficie y para proporcionar el control inicial de la perforación

LA SARTA INTERMEDIA O DE PROTECCION se pone en el interior de la tubería de superficie para proteger el hoyo del pozo. Pueden instalarse una o más de estas sartas de tubería.

LA SARTA DE PETROLEO se pone para completar el pozo productor para someterlo a una prueba de producción.

Otro tipo de trabajo que debe incluirse dentro de la cementación primaria es el llamado trabajo de liner. El liner es un tubo similar a la tubería de revestimiento instalado en la parte no revestida del pozo pero que no se extiende hasta la superficie. Este es un trabajo especial común en muchas áreas que se requiere una herramienta especial para instalar el liner. La cual va colocada al final de la tubería de perforación para permitir la colocación de este tubo en el pozo.

Las operaciones de cementación en cualquiera de los trabajos anteriores son muy similares entre sí, son la posible excepción del trabajo del liner. Como lo muestra la figura 16-1. La tubería de revestimiento es introducida hasta la profundidad deseada. A ella van unidos

aparatos tales como el equipo flotador. Los centralizadores y los limpiadores de pared. Los cuales han sido armados en la superficie.

El equipo flotador consta ordinariamente de una zapata guía y del collar flotador (fig 16-2) que se instalan en el fondo de la tubería de revestimiento. La zapata guía es un aparato de nariz redondeada que se coloca en el fondo de la tubería de revestimiento para guiar a la tubería a medida que esta desciende dentro del pozo. El collar flotador va colocado algunos pies más arriba del fondo de la tubería para actuar como válvula de contrapresión y para reducir el peso de la tubería de revestimiento sobre la torre de perforación a medida que aquella desciende.

Los centralizadores de la tubería de revestimiento (fig 16-3) sirven para colocar la tubería en el hoyo de tal modo que el cemento rellene unilateralmente el espacio anular. Los limpiadores o rascadores de pared (fig16-3) pueden ser de diversos tipos o diseños. Pero todos sirven para mejorar las propiedades adherentes del cemento al eliminar el hoyo del pozo la costra del filtrado del lodo de perforación.

Al usar rascadores a la tubería se hace girar o mover en vaivén. Mientras se hace circular el lodo de perforación por todo el sistema. A menudo los operadores desean aplicar el lavado con agua o con una substancia química antes de la cementación a fin de eliminar el lodo espeso, reducir la aparición de canales y conseguir una mayor adherencia del cemento a la formación.

Al mezclar y bombear lechadas de cemento dentro del pozo (fig 16-1) el cemento seco generalmente es transportado a granel al sitio del pozo. Durante la operación de cementación un camión de cemento lo descarga a este en la tolva situada junto al camión.

El agua es hecha circular a presión a través de un chorro situado en la base de la tolva. Que lleva al cemento en forma de lechada hasta el tanque o tina situada junto al camión. Se mantiene control sobre el peso de la lechada mediante el empleo de una válvula de derivación situada en el camión bombeador. La lechada de cemento es tomada de la tina mediante otra bomba que la traslada al cabezal del pozo y luego al interior de la tubería de revestimiento.

Al comienzo de la tarea de cementación la tubería de revestimiento y el hoyo del pozo son llenados con lodo de perforación.

Para impedir la contaminación en la zona de contacto entre el lodo y el cemento se bombea delante de la lechada a un tapón de caucho (fig 16-4) este tapón es soltado en el momento oportuno del recipiente que lo contiene, situado en la parte superior de la tubería de revestimiento y realmente va limpiando a esta a medida que desciende.

Cuando este tapón llega al collar flotador, la diferencia de presión rompe el diagrama de caucho situado en la parte superior del tapón y permite que la lechada de cemento

descienda a través del tapón y del equipo flotador hasta llegar al espacio anular que queda detrás de la tubería.

Al completarse la operación de mezcla, un tapón de caucho es soltado fuera de su receptáculo, su función es la de impedir la contaminación del cemento con el fluido que sirve para desplazar la columna de cemento en sentido descendente por la tubería de revestimiento. El tapón superior es sólido y de un diseño tal que cuando alcanza al primer tapón o al tapón del fondo del collar flotador, produce una completa interrupción en el desplazamiento de los fluidos que se bombean dentro de la tubería de revestimiento.

La llegada del tapón superior a su destino impide cualquier otro desplazamiento de la lechada de cemento y proporciona una buena adherencia del cemento. Después de dejar que frague el cemento, generalmente el collar flotador y el cemento que queda en las juntas inferiores del tubo son eliminados perforándolos.

El intervalo que transcurre entre la tarea de cementación y la reanudación de las operaciones normales se denomina corrientemente el tiempo WOC (tiempo de espera del cemento). Este tiempo depende del tipo de trabajo de la profundidad, temperatura, del fondo del pozo y la resistencia del cemento debe desarrollar para mantener en su sitio a la tubería de revestimiento.

A menudo se realiza una inspección de temperaturas en las horas siguientes a la tarea de cementación a fin de averiguar la altura a la que ha llegado el cemento detrás de la tubería de revestimiento. Es posible realizar esto debido a que conforme el cemento fragua, emite una considerable cantidad de calor. Al medir la temperatura del fluido de la tubería de revestimiento es posible localizar la parte superior de la columna de cemento que está detrás de la tubería.

Al comparar la cantidad efectiva de llenamiento con el volumen total de cemento utilizado, se puede predecir el porcentaje real de llenamiento para los pozos adyacentes.

LA CEMENTACION SECUNDARIA

Quizá la operación más común dentro de la cementación secundaria es la denominada cementación forzada. Se la llama forzada puesto que consiste en aplicar presión hidráulica para obligar a la lechada de cemento a que entre en el espacio permeable de una formación puesta al descubierto, o a través de los agujeros de la tubería de revestimiento o de liner. Esta técnica requiere generalmente altas presiones si se la ejecuta a través de una disposición de empacaduras colocadas encima del sitio en la cual el cemento debe entrar en la formación o en los agujeros.

Las empacaduras pueden emplearse para corregir problemas tales como:

1. Elevadas relaciones gas-petróleo

2. Una excesiva cantidad de agua3. Reparación de filtraciones de la tubería de revestimiento o de los agujeros

incorrectamente colocados.4. Aislamiento de la zona productiva antes de empezar el agujeramiento para la

producción.5. Cementación correctiva o secundaria para corregir condiciones defectuosas como la

aparición de canales o una cantidad insuficiente de cemento en la cementación primaria. Etc.

6. Asilar mediante sellamiento una formación de baja presión que abarque petróleo, gas o fluidos de perforación.

7. Abandono de zonas productivas agotadas para impedir la migración de fluidos y la contaminación de otras zonas o pozos.

Otra operación incluida en la cementación secundaria es la llamada tarea de retrotaponamiento. Esta consiste simplemente en colocar un tapón de cemento en el sitio apropiado de un pozo y dejarlo que frague. Una operación de retrotaponamiento se aplica generalmente en los pozos petroleros con el fin de interceptar el paso de agua al fondo del pozo, o para reducir la profundidad del hoyo del pozo con el propósito de producir petróleo de una formación superior. Esta clase de operación también se aplica para desviar o cambiar la dirección de la perforación.

MATERIALES DE CEMENTACION

Los materiales de cementación básicos que intervienen en la fabricación de cementos son los mismos, ya sea y se los cumplen en obras de construcción o en la cementación de un pozo petrolero. El cemento es el resultado de la mezcla en proporción adecuadas de caliza y arcilla, que se componen principalmente de cilicio, cal, alúmina y óxido de hierro. Estas materias primas se muelen, se mezclan íntimamente y se hacen pasar a través de un horno rotatorio en donde son calcinas y convertidas en un material llamado escoria.

Esta escoria es vuelta a moler hasta volverla en polvo fino la que se agrega pequeñas cantidades de yeso a fin de controlar las propiedades de fraguado del cemento.

El producto final llamado cemento portland contiene compuestos químicos del bióxido de silicio, del óxido de magnesio, del trióxido de azufre. Estos compuestos básicos son:

Silicato tricalcico 3S Silicato dicalcico 2S Aluminato tricalcico 3A Aluminoferrita tetracalcica C yAF

Que reaccionan con el agua para fraguar el cemento.

El cemento utilizado actualmente en los pozos petroleros está sujeto a un rango de condiciones que varía entre los pozos someros. Con la temperatura de 80º F o menores. Los pozos de más de 20 mil pies de profundidad cuyas temperaturas de fondo pasan de 400ºF.es imposible utilizar un solo tipo de material cementador que sea apropiado para esta gran variación en la temperatura y presión: por lo tanto, es necesario preparar distintos tipos de cementos que satisfagan esta amplia gama de condiciones.

La primera propiedad de una lechada de cemento que debe ser tomada en cuenta es la llamada tiempo de bombeo o tiempo de espesamiento. Una lechada de cemento debe permanecer fluida durante un tiempo suficiente para permitir su bombeo en dirección ascendente por el espacio anular situado detrás de la tubería.

Un cemento conveniente debe poseer un adecuado factor de seguridad, en caso de que ocurra una inevitable suspensión de las operaciones mientras se esté bombeando la lechada.

En segundo lugar, después de ser introducido en un pozo, el cemento debe fraguar en un lapso de tiempo razonable, y debe desarrollar una resistencia suficiente para continuación de las operaciones normales de perforación. La resistencia que se requiere del cemento antes de reanudar las operaciones varía de acuerdo a las distintas operadoras.

Según las investigaciones de Farris, la resistencia mínima requerida por una cementación primaria de la tubería de revestimiento es de 8 lbs/pulg2 (resistencia tensorial), o aproximadamente 100 lbs/pulg2 de resistencia a la compresión. En razón a estos factores de resistencia fueron obtenidos en condiciones ideales, muchos operadores consideran que es necesaria una resistencia a la compresión de 500lbs/pulg2 para reanudar las operaciones de la torre de perforación.

TIPOS DE CEMENTOS

Los cementos empleados en los pozos petroleros se dividen en los de alta resistencia inicial, cementos portland corrientes y cementos retardados. El comité del API ha hecho otra clasificación de los cementos para pozos petroleros ha incluido las profundidades para las que puede utilizarse cada tipo, estos límites de profundidad se basan en pruebas de simulación de pozos y deben ser considerados solo como valores aproximados.

El comité de API sobre la estandarización de los cementos para pozos petroleros, recomienda seis clases de cementos para ser utilizados en los pozos petroleros:

Clase A: para ser usado hasta 6000 pies de profundidad cuando no se requieren propiedades especiales. Es similar al cemento ASTM C 150. Tipo I.

Clase B: para ser usado hasta 6.000 pies de profundidad cuando se requiera resistencia al sulfato. Es similar al cemento ASTM C 150 tipo II.

Clase C: para ser usado hasta 6.000 pies de profundidad cuando se requiere una elevada resistencia inicial. Es similar al cemento ASTM C 150 tipo II.

Clase D: para ser utilizado hasta 1.000 pies de profundidad cuando se encuentra en temperaturas y presiones moderadamente altas.

Clase E: para ser utilizado hasta 14.000 pies de profundidad cuando se encuentra en temperaturas y presiones altas.

Clase F: para ser usado hasta 16.000 pies de profundidad cuando se encuentran temperaturas extremadamente elevadas.

PRUEBAS DE LOS CEMENTOS PARA POZOS PETROLEROS

En años recientes se han realizado importantes adelantos en la prueba de cementos y de aditivos empleados en los pozos petroleros. El desarrollo del equipo probador de alta presión tal como el probador Stanolind de tiempo de espesamiento, permite probar los cementos para pozos petroleros en base a presiones y temperaturas simuladas que se encuentran en las operaciones reales. Tales pruebas proporcionan un registro preciso del tiempo que las lechadas de cementación permanecerán fluidas al bombearlas en dichas condiciones.

El procedimiento estándar para probar cementos para diversas profundidades se hallan el API RP 10B titulado “Procedimiento recomendado para la prueba de cementos de pozos petroleros”.

Los gráficos de la prueba de cementación de la tubería de revestimiento incluido en la antedicha publicación están basados en datos reales de pozos. En la curva de la (fig 16-5) la línea normal de temperatura estatica de fondos de pozos se calcula a partir de la formula =80+0.015 x profundidad en pies. Se considera a estos como la temperatura promedio de la formación a distintas profundidades correspondientes a la costa del golfo, y generalmente se ha encontrado que es similar a las de otras áreas en las cuales los pozos superan los 10.000 pies.

Naturalmente que en muchas áreas se presentan excepciones a este promedio especialmente en pozos someros. Aunque la información dada aquí debe servir como guía cuando no haya temperaturas del fondo del pozo.

La curva móvil de la temperatura de fondo del pozo fue derivada de mediciones reales efectuadas mientras se hacía circular fluidos en los pozos. Esta es la temperatura que debe alcanzar la lechada del cemento durante la cementación de a tubería de revestimiento a profundidades determinadas. La diferencia vertical entre esta curva y la curva estática de temperatura de fondo del pozo representa la cantidad de enfriamiento que experimenta un pozo mientras se hace circular fluido.

La curva de temperatura de la descarga del lodo constituye la temperatura promedio de los volúmenes devueltos de lodo, en la superficie, mientas se hace circular el fluido. La diferencia vertical entre esta y la curva móvil y la temperatura del fondo del pozo, representa el enfriamiento que experimenta la lechada al volver a la superficie desde el fondo de un pozo.

La curva de temperatura de la succión del lodo constituye la temperatura promedio del lodo que entra al pozo a través de la bomba. La diferencia vertical entre esta y la temperatura de descarga del lodo, representa el enfriamiento que experimenta el fluido al atravesar los estanques de lodo durante la circulación.

Estas curvas representan valores medidos promédiales hasta una profundidad de 14.000 pies tal como lo muestran la líneas continuas. La parte discontinua o punteada de las curvas a profundidades mayores a 14.000 pies constituye tan solo una extrapolación de los datos reunidos encima de los 14.000 pies.

Tenemos un ejemplo en base al gráfico: el pozo promedio de 10.000 pies de profundidad debe tener una temperatura real de formación (en condiciones estáticas) de 230º F. después de que se ha estableciendo la circulación y se han estabilizado las condiciones, la temperatura de circulación del fondo del pozo será aproximadamente de 114º F y la temperatura del lodo de descarga será de 127º F.

Esta curva indica que la temperatura de circulación de fondo del pozo se acerca mucho más a la temperatura del lodo de descarga que a la temperatura real de la formación. Esto es especialmente valido en el caso de los pozos de una profundidad menor de 12.000 pies.

ADITIVOS DE CEMENTO

Frecuentemente puede ser necesario alterar o modificar los cementos utilizados en una tarea específica a fin de satisfacer tipos de aditivos utilizados actualmente en los cementos para distintos propósitos pueden ser clasificados del siguiente modo:

ACELERADORES DE CEMENTO:

1. Cloruro de calcio2. Cloruro de sodio

RETARDADORES Y DISPERSANTES DEL CEMENTO:

1. Sulfato de bario2. Ferrofósforo

ADITIVOS PARA PERDIDA DE CIRCULACION:

1. Materiales fibrosos desmenuzados.

2. Escamas de celofán3. Escamas de mica4. Perlitas expandidas 5. Cascaras de nuez granulada.

CEMENTOS REDUCTORES DE DENSIDAD:

1. cemento de resina2. cemento de aceite y diesel3. cemento de yeso

la manipulación de cemento con el moderno equipo manipulador a granel permite agregar estos materiales al cemento seco antes de iniciar las operaciones reales de cementación. Sin embargo puede haber ocasiones en que aditivos tales como los aceleradores se agreguen directamente el agua de mezcla antes de la cementación.

ACELERADORES DEL CEMENTO:

Un acelerador se usa frecuentemente para reducir el tiempo de espera del cemento. Esto rige particularmente en la tubería de superficie donde se desea reanudar las operaciones normales de perforación lo antes posible después de la cementación. Constituye en práctica común el emplear para este fin al cloruro de calcio, ya que es probablemente el acelerador más eficaz de lechadas de cemento para pozos petroleros, además es económico y fácil de conseguir.

El empleo del 2% de cloruro de calcio en base al peso del cemento o de la mezcla de cemento produce los siguientes efectos:

a) acelera el tiempo de espesamientob) acelera el tiempo de fraguadoc) aumenta la resistencia iniciald) reduce el tiempo de espera del cemento.

Como la regla empírica, un 2% de cloruro de calcio en cantidades aproximadamente la resistencia de cemento portland a temperaturas inferiores a 120º F en el lapso de 24 horas. El empleo de mayores cantidades en este compuesto químico no produce ningún resultado beneficioso.

El cloruro de sodio, cuando se lo usa en cantidades aproximadamente iguales a las del cloruro de calcio, también producirá una aceleración del tiempo de fraguado. Sin embargo el cloruro de sodio no es tan eficaz como el cloruro de calcio. El agua salada tendrá el mismo efecto cuando la concentración de cloruro de sodio varié entre 40.000 y 60.000 ppm. Una concentración normal de agua del golfo de México posee entre 15.000 y 30.000 ppm de cloruro de sodio.

RETARDADORES Y DISPERSANTES DEL CEMENTO

Algunos de los más eficaces retardadores y dispersantes del cemento que se usan actualmente de compuesto de lignina y se les denomina lignosulfonatos de calcio. Se los emplea para retardar al cemento portland común, cuando las condiciones del pozo están fuera del rango ordinariamente recomendados a los cementos retardadores con el fin de ampliar su tiempo de espesamiento cuando se debe usar aquellos en pozos sumamente calientes.

La cantidad de retardador dependerá naturalmente de la temperatura del fondo del pozo, pudiéndose agregar el retardador en forma seca al cemento o al agua de mezcla. Estos materiales también se emplean con altos porcentajes de gelificador o de cemento de bentonita a fin de obtener una lechada de menor viscosidad que sea más fácil de bombear y de manipular durante la mezcla.

ADITIVOS REDUCTORES DE DENSIDAD

Bentonita en el cemento: la bentonita ha sido empleada como aditivo del cemento durante muchos años, principalmente para crear lechadas de menos densidad y para reducir la separación del agua.

La cantidad de bentonita varía entre el 1% y el 25% lo que depende del tipo de trabajo. La bentonita es una arcilla coloidal que requiere grandes volúmenes de agua. Cuando se la usa con cemento. El agua adicional requerida es el principal factor que determina una reducción de la densidad o peso de la lechada (Fig 16-6)

La presencia de altos porcentajes de bentonita en el cemento causara una reducción de la resistencia a la compresión y del tiempo de espesamiento, tanto del cemento portland como de los demás cementos retardados. De acuerdo a algunas autoridades sobre tecnología del cemento y del hormigón, la alta proporción de agua requerida para gelificar el cemento, disminuye la resistencia al ataque de los sulfatos y eleva la permeabilidad del cemento fraguado.

Cementos modificados: este término se aplica a las lechadas compuestas de cemento portland común (tipo I) y de altos porcentajes de bentonita (entre 5% y 25%) con una proporción de entre 0.5% y 1.5% de lignosulfato de calcio.

Estas lechadas de cemento poseen propiedades similares a las de los cementos gelificados exceptuando que por el empleo del lignodulfato de calcio que actúa como agente retardador y dispersante, se envuelve a la lechada mas fácil de bombear en condiciones de alta temperatura del pozo. Este tipo de lechada, al mezclarlo a una tasa de rotación, presenta la

característica de una baja perdida de fluido que es recomendada en las completaciones de pozos de tipo permanente.

PUZOLANAS EN EL CEMENTO

Las puzolanas son materiales silíceos que por si mismos no poseen propiedades cementadoras, pero que una vez subdivididas en partículas finas químicamente en presencia de agua con la cal, y a temperaturas ordinarias para formar compuestos que tienen tales propiedades.

Cuando estas puzolanas se usan con cemento portland reaccionan con la cal liberadas del cemento y se vuelven cementadoras. Las puzolanas han sido conocidas y utilizadas desde los griegos y romanos antiguos en las estructuras construidas por ellos que todavía están de pie actualmente lo que demuestra su resistencia a los diversos agentes destructores.

En años recientes se han empleado las puzolanas en la cementaciones de pozos petroleros, con e fin de crear una lechada más liviana, mejorar la manejabilidad del cemento, conseguir mejores cualidades para el agujeramiento, reducir los costos de cementación e incrementar la resistencia del cemento a los ataques del sulfato o de las aguas saladas.

En general las puzolanas se mezclan con una proporción igual de cemento portland cuando se las usa en la cementación petrolera. Este tipo de material puede ser acelerado del mismo modo que el cemento portland para reducir el tiempo de espera del cemento (WOC) o puede ser retardado con aditivos químicos para usarlos en pozos más profundos.

La resistencia inicial de estos materiales es menor que la del cemento portland normal y es similar a las de los cementos gelificadores, pero con el tiempo puede desarrollar una resistencia final cercana e incluso superior a la del cemento portland.

Generalmente no se recomienda el empleo de estos materiales con cementos comercialmente retardados para su uso en pozos profundos puesto que la dilución de retardador químico tiene efecto acelerador.

PERLITA EXPANDIDA EN EL CEMENTO:

La perlita es un material volcánico que es extraído, tamizado y expandido técnicamente para formar un producto celular de un peso extremadamente bajo. Se la fabrica para crear un aditivo de peso liviano para el cemento. Se la emplea con el cemento portland común o con cementos retardados ordinariamente junto con un pequeño porcentaje de bentonita (2% a6%) para evitar que las partículas de perlita sean segregadas de la lechada de cemento. Además de reducir los pesos de las lechadas, aumenta el volumen de estas y actúa como material formador de puentes para las formaciones porosas o fracturadas que se encuentran durante la cementación.

En la práctica del campo, siempre es ventajoso mezclar cemento de perlita por lo que podría parecer un volumen excesivo de agua puesto que sometidos a presión estos materiales actúan como minúsculas esponjas y absorben el agua de la lechada.

Este cambio de volumen bajo presión da como resultado el cemento fraguado que posee una mayor densidad y un mayor volumen que la lechada de cemento en condiciones atmosféricas.

HIDROCARBUROS EN EL CEMENTO:

Se han utilizado hidrocarburos en media limitada con el cemento portland, para reducir el peso de la lechada más allá del rango normal de los cementos de bentonita o perlita. El hidrocarburo primeramente es emulsionado con el cemento. Con estas lechadas se pueden obtener pesos de las 11 lbs/gal.

Este tipo de lechadas poseen un ángulo de reposo mucho mayor que el de los cementos gelificados y sean empleados un unos pocos casos en trabajos de perdida de circulación en los cuales no se podía utilizar lechadas de peso normal.

Las desventajas de los cementos con hidrocarburos en su baja resistencia a la compresión y el equipo extra que se requiere para emulsionar el fluido antes de la mezcla. Además, el valor de hidrocarburos tales como el kerosene o Diesel oil, incrementa inconsiderablemente los costos de la cementación. Estas lechadas tienen baja perdida del fluido al medirlas en el filtro prensadas a altos rendimientos volumétricos en base a un saco de cemento.

ADICION DE MATERIALES DENSIFICADORES:

A menudo se desea incrementar la densidad de la lechada para emplearla en pozos profundos a fin de superar elevados presiones del fondo del pozo. El sulfato de bario de una densidad específica de 4.2 puede incrementar efectivamente la densidad de la lechada hasta 18 y 19 lbs/gal. Este mismo tipo de material aplicado como densificador en los lodos de perforación. Otros materiales de más alta densidad específica, tales como el ferrofosforo también puede agregarse para aumentar la densidad de la lechada algo más que con el sulfato de bario.

Sus desventajas con el mayor costo de la dificultad de conseguirlos

Los materiales densificadores no afectan de modo notable el tiempo de espesamiento del cemento corriente pero en algunos casos ocasiona una aceleración de los cementos retardados que se emplean en los pozos profundos.

ADITIVOS PARA LA PERDIDA DE CIRCULACION

En la cementación de pozos petroleros se emplean numerosos tipos de aditivos para la pérdida de circulación. Estos incluyen materiales fibrosos desmenuzados, escamas de

celofán, escamas de mica, perlitas expandidas, cascaras granuladas de nuez y muchos otros más.

Estos aditivos se usan como materiales de relleno para evitar la pérdida de circulación en formaciones cavernosas que parecen durante la cementación.

Algunos materiales fibrosos que se agregan corrientemente a los lodos de perforación no pueden usarse en cementos, debido a que contienen ciertos elementos solubles que retardan el fraguado del cemento. La elección del correcto aditivo contra la pérdida de circulación, dependerá de la ubicación de este problema y de la magnitud, tipo de la abertura que deba cerrarse.

RECINAS EN EL CEMENTO:

Las recinas pueden utilizarse eficazmente en los cementos iniciales altos y en el cemento portland, para mejorar la cementación entre la formación y para interceptar y aislar gas o agua del fondo del pozo cuando hayan fallado otros tipos de lechada de cementación.

Este tipo de material se recomienda principalmente para la cementación forzada y puede ser empleada en un amplio rango de temperaturas.

La resina en el cemento produce lechadas que son manejadas del mismo modo que el cemento puro,. En algunos casos en que se necesiten pequeños volúmenes, las lechadas se colocan en el pozo mediante una cucharada vertedero. Al mezclar las resinas se emplean para rematar una operación de cementación cuando se ha encontrado problemas con el agua del fondo del pozo.

Sometidas a presión, las lechadas de cemento con resinas se fijan en las paredes del pozo y así forman una costra del filtrado que reduce la penetración del fluido de la lechada, el material resinoso que ha sido introducido a presión en la formación fraguara y formara una adherencia eficaz en todos los tipos de formaciones.

La desventaja de este tipo de cemento es el costo de la resina que vuelve prohibitivo su uso en grandes cantidades. Sin embargo es uno de los materiales más eficaces que se conocen para sellar tubería en los demás salinos, en el almacenamiento de LPG y en otras operaciones.

CEMENTO CON DIESEL OIL

Este cemento se emplea para impedir el paso de aguas formacionales indeseables. Está compuesto por una mezcla de cemento portland, una gente superficiario activo y Diesel oil, en la cual el cemento no se hidrata.

Se le utiliza del mismo modo que las lechadas convencionales al agua. Pero tiene la ventaja de que fragua ni se endurece hasta que entre en contacto con el agua.

Esta característica proporciona un ilimitado tiempo de bombeo para la realización de pruebas, siendo necesario volúmenes de lechadas relativamente pequeños. El agente superficiario de este cemento reduce la cantidad de Diesel oil requerida para obtener una lechada de bascosidad dada.

Estas lechadas se mezclan aproximadamente a 15 lbs/gal y cuando se las introduce a presión produce una material de elevada resistencia a la compresión. El agua empieza a penetrar en la lechada tan pronto como se efectúa el contacto y continúa penetrando en ella hasta que el cemento haya fraguado. El tiempo de espera del cemento depende del cemento portland y de la temperatura del pozo.

CEMENTOS DE YESO

Los cementos especiales de yeso de elevadas resistencia inicial y tiempos de fraguado controlados, son diseñados de modo específico para pozos de petróleo y de gas, se los utiliza principalmente para taponamiento temporales y cuando se desea desarrollar una resistencia elevada en cuestión de horas, debido a su breve tiempo de fraguado, generalmente son introducidos en el pozo mediante una cucharada de cementación y no por bombeo.

HIDRAULICA

Velocidad del fluido:

El flujo de fluido de perforación a través de la manguera del Kelly, sarta de perforación, y anular puede ser considerando para tener a lo largo de una serie de conductos circulares. El diámetro y el área seccional en cruz en cada miembro del sistema de circulación varía de una parte a otra. Si la tasa de flujo volumétrica a lo largo del sistema de circulación queda constante, también la rapidez de la velocidad del fluido de perforación cambia en relación al área seccional en cruz para esta parte particular del sistema. La máxima velocidad ocurre cuando el diámetro es más pequeño. La velocidad del fluido es el primer y más importante paso en la confección de cálculos hidráulicos en la operación de perforación.

Para una velocidad del fluido en la sarta de perforación:

Donde:

Vp= velocidad del fluido en el tubo, pies/seg.

Q= tasa de flujo volumétrica, gal/min.

D= diámetro interno del tubo, pulg.

Para la velocidad del fluido en el anular:

Donde:

Va= velocidad en el anular, pies/seg.

Q= tasa de flujo volumétrica, gal/min.

D2= diámetro del hoyo, pulg.

D1= diámetro externo de la tubería de perforación, pulg.

Constantes de la Ley de Poder, n y K:

El factor de consistencia K, describe la densidad del fluido y es algo análogo para la viscosidad efectiva. El índice de comportamiento del fluido, n, indica el grado de comportamiento no- Newtoniano. Estas dos constantes pueden ser calculadas de alguno de los dos valores de la relación tasa de corte-tensión de corte. Desde entonces las lecturas son típicamente obtenidas de un medidor V-Ga 600rpm, 300 rpm, y 3 rpm (la fortaleza del gel iniciales aproximadamenteigual a una lectura de 3 rpm) dos ubicaciones de n y K pueden ser desarrolladas correspondiendo con el flujo de fluido interno en la tubería de perforación y el flujo de fluido en el anular. Esto es hecho para mejorar la precisión de los caculos hidráulicos en la tubería de perforación o anular desde entonces la Ley de Modelo de Poder hecha no describe exactamente el comportamiento de los fluidos de perforación.

Para obtener las constantes correspondientes a la ley de poder para flujo de fluido dentro de la tubería de perforación. Las lecturas de 600 rpm y 300 rpm son usadas.

Para obtener las constantes correspondientes a la ley de poder para flujo de fluido en el anular. Las lecturas de 300 rpm y 3 rpm (o fortaleza de gel inicial) son usadas.

Donde:

n= índice de comportamiento de flujo, adimensional.

K= factor de consistencia, poise.

Viscosidad efectiva:

Puesto que entonces todos los fluidos de perforación son mezcla de cortes en algún grado, la viscosidad del fluido cambia con el cambio de tasa de corte. En orden para calcular otros parámetros hidráulicos, la viscosidad efectiva a una tasa dada de corte debe ser conocida. Por definición la viscosidad efectiva es la viscosidad de un fluido Newtoniano que exhibe la misma fuerza de corte a la misma tasa de corte.

La ecuación para la viscosidad efectiva en la tubería es:

Donde:

µep= viscosidad efectiva dentro de la tubería, cp.

Kp= constante de la ley de poder, poise.

Vp= velocidad del volumen del fluido en la tubería, pies/seg.

D= diámetro interno de la tubería, pulg.

np= constante de la ley de poder para tubería.

La ecuación de la viscosidad efectiva en el anular es:

µea= viscosidad efectiva en el anular, cp.

Ka= constante de la ley de poder, poise.

Va= velocidad del volumen del fluido en el anular, pies/seg.

D2= diámetro del hoyo, pulg.

D1= diámetro externo de la tubería, pulg.

na= constante de la ley de poder por el anular.

Numero de Reynolds

El número de Reynolds es calculado para determinar el régimen de flujo del fluido (i.e., laminar, transicional o flujo turbulento).

Donde:

Rep= Número de Reynolds dentro de la tubería.

Vp= velocidad de flujo dentro de la tubería, pies/seg.

Dp= diámetro interno de la tubería, pulg.

ρ= densidad del lodo, lb/gal.

µep= viscosidad efectiva dentro de la tubería, cp.

np= constante de la ley de poder para tubería.

Para obtener el Número de Reynolds en el anular:

Donde:

Rea= Número de Reynolds en el anular.

Va= velocidad de flujo en el anular, pies/seg.

D2= diámetro del hoyo, pulg.

D1= diámetro externo de la tubería, pulg.

ρ= densidad del lodo, lb/gal.

µea= viscosidad efectiva en el anular, cp.

na= constante de la ley de poder para el anular.

Régimen de flujo y número de Reynolds Crítico

El flujo laminar puede ser uno y otro laminar, transicional o turbulento. En los experimentos de conducta por Osborne Reynolds en 1883, el descubrió en observaciones de

flujo de agua en una tubería circular aquel principio de inicio en un numero de Reynolds de 4000. El entonces distinguió un numero de Reynolds entre 2000 y 4000 como flujo transicional- ninguno completamente laminar o turbulento.

Desde entonces los fluidos de perforación no se comportan como el fluido de agua, el número de Reynolds en que cambia de fluido laminar a turbulento, no es el mismo como un agua cualquiera.

Flujo laminar:

Rec < 3470-1370n

Flujo Transicional

3470-1370n < = Rec < = 4270-1370n

Flujo turbulento

Rec > 4270-1370n

Tasa de flujo crítica

En las operaciones de perforación esta es usualmente deseable para tener flujo laminar en el anular. En orden para obtener flujo laminar, el número de Reynolds crítico para flujo laminar (3470-1370n) en el anular no debería ser excedido.

Donde:

Vc= velocidad crítica anular, pies/seg.

Donde:

Qc= tasa de flujo crítica, gal/min.

Factor de Fricción Fanning:

El factor de Fricción Fanning, f, expresa la resistencia para el flujo de un fluido en la pared de la tubería y es una función del Número de Reynolds y de las condiciones de superficie en la pared.

Flujo laminar en la tubería:

Flujo transicional en la tubería:

Donde:

Flujo turbulento en la tubería:

Flujo laminar en el anular

Flujo transicional en el anular:

Donde:

Flujo turbulento en el anular:

Perdida del gradiente de Presión por Fricción

La presión total requerida para el cálculo de los fluidos de perforación incluye no solo la caída de presión a través de la punta de la broca, sino también la fricción por toda la superficie del sistema, sarta de perforación y secciones anulares. El factor de fricción apropiado (de secciones previas) es sustituida dentro de la ecuación de Fanning para determinar la pérdida del gradiente de presión por fricción. Los valores apropiados deben ser usados para cada sección de tubería o secciones anulares con diferentes diámetros.

Pérdida del gradiente de presión por fricción en la tubería:

Donde:

Pp/Lm= pérdida de presión por medida de la profundidad, psi/pie.

fp= factor de fricción.

Vp= velocidad en la tubería, pies/seg.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

D= diámetro interno de la tubería, pulg.

Pérdida del gradiente de presión por fricción en el anular:

Donde:

Pa/Lm= pérdida de presión por medida de la profundidad, psi/pie.

fa= factor de fricción.

Va= velocidad en el anular, pies/seg.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

D2= diámetro del hoyo, pulg.

D1= diámetro externo de la tubería, pulg.

Densidad Circulante Equivalente:

Cuando el fluido de perforación es circulado a lo largo del límite del pozo, la presión circulante debe ser suficiente para vencer no solo las pérdidas de fricción a través de la sarta de perforación y broca de perforación, sino también la presión hidrostática del fluido en el anular y las pérdidas de fricción a lo largo del anular. La presión requerida para vencer las pérdidas de fricción total en el anular, cuando añadimos a la presión hidrostática del fluido, obtenemos la densidad circulante equivalente.

Donde:

ECD= equivalente circulante de densidad, lbs/gal.

ΣPa= sumatorio de la pérdida de presión en todos los intervalos anulares, psi.

TVD= profundidad vertical real, pies.

Ρ= densidad del fluido, lbs/gal.

BROCAS HIDRAULICAS

Las brocas hidráulicas convencionales incorporan un numero de puntas por lo que el fluido de perforación en forzado a alta velocidad. Esta velocidad del fluido es el resultado de

fuerzas hidráulicas que afectan la tasa de penetración, limpiado de broca y otros parámetros. Mientras esto es deseable para tener la mayoría, sino, todo, de estos parámetros en un óptimo valor, tal beneficio no debe ser hecho a expensas de algún otro efecto perjudicial. Por ejemplo, máximas tasas de penetración pueden no necesariamente resultar en el más bajo costo por pie de hoyo perforado; otros factores tal como reducción de vida de la broca o desempaque de cortes de perforación en el anular elevan costos. Como todos los parámetros hidráulicos, la broca hidráulica sería utilizada en una evaluación hidráulica global de la operación de perforación.

Velocidad de las Puntas (nariz)

La velocidad del fluido de perforación es determinada por el cálculo de la tasa y área total de las puntas de la broca. Igual si las puntas del jet son de diferentes tamaños, la velocidad es la misma por cada una. En otras palabras, la velocidad es independientemente de los diámetros individuales de las puntas debido a los mecanismos de flujo a través de un orificio.

Donde:

At= área total de puntas, pulg2.

J= tamaño de las puntas, 32nd pulg (i.e, 11, 12, etc.).

Entonces la velocidad de las puntas por:

Donde:

Vn= velocidad de las puntas, pies/seg.

Q= tasa de flujo, gal/min.

At= área total de las puntas, pulg2.

Caída de presión a través de la broca:

Cuando los fluidos de perforación pasan a través de las puntas de los jets, ocurre una caída de presión debido a las perdidas por fricción. Esta caída de presión tiene un importante número de aplicaciones, tal como optimización hidráulica de los caballos de poder o fuerza de impacto del fluido en la formación y mejorar la remoción de pedazos y limpieza de la

broca. Las puntas de la broca son designadas para maximizar la porción de presión perdida en el sistema de circulación que puede ser usado para ejecutar trabajos sobre la formación. Análisis de caída de presión a través de un orificio tal como una punta del jet puede ser complicado, sin embargo los coeficientes de punta tienen que ser empíricamente deducidos aquello acontece para turbulencia y velocidad a través del orificio. La caída de presión total a través de la broca es derivada de un balance de energía llamado ecuación de Bernoulli e incluye un coeficiente de punta de 0.95. Esto es calculado por:

Donde:

Pn= caída de presión total a través de la broca, psi.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Q= tasa de flujo gal/min.

J= tamaño de punta, 32nd pulg (i.e, 11, 12, etc.).

Caballaje de Poder hidráulico o fuerza de Impacto

El caballaje de poder hidráulico es el producto de la presión y tasa de flujo, considerando que la fuerza de impacto es producto de la densidad del fluido, tasa de fluido, y velocidad. Ambos caballaje de poder y fuerza de impacto son medidos de la cantidad de trabajo del fluido de perforación disponible en la broca, aunque derivada diferencialmente. Adicionalmente, ambos parámetros son afectados por el cálculo de las pérdidas de presión en todas las partes del sistema de circulación.

El caballaje de poder hidráulico en la broca está dado por:

Donde:

HHP= caballaje de poder hidráulico, hp.

Q= tasa de flujo, gal/min.

Pn= caída de presión a través de la broca, psi.

Algunos operadores prefieren para analizar la relación de caballaje de poder hidráulico para el área del hoyo. Esto es calculado por:

Donde:

HHP/pulg2= caballaje de poder hidráulico por pulg2.

D= tamaño del hoyo o tamaño de la broca, pulg.

La fuerza de impacto está dada por:

Donde:

Fi= fuerza de impacto, lbf.

Vn, velocidad de punta, pies/seg.

Selección del Jet

Cuando optimizamos un programa hidráulico, este es algunas veces deseable para maximizar ambos el caballaje de poder hidráulico o la fuerza de impacto dentro del constreñimiento de mínimas y máximas tasas de flujo y máxima presión en la tubería parada. Una detallada derivación de ambos parámetros no lo damos aquí, sin embargo, una asunción común es que el máximo caballaje hidráulico ocurre cuando el 65% del total aprovechable de presión en la tubería parada es desarrollada en la broca. Correspondientemente, la máxima fuerza de impacto ocurre cuando el 48% del total disponible en la tubería parada es desarrollado en la broca. Puede ser fácilmente visto que estas dos maximizaciones caballaje de poder hidráulico y fuerza de impacto no pueden ser hechas simultáneamente. El cálculo para maximizar ambos caballajes de poder hidráulico y fuerza de impacto implica hallar un área total de puntas requerida para desarrollar la presión especifica perdida de punta dándonos el área total de puntas. Esto será notado en las puntas (nariz) del jet necesitado que no puede ser todas del mismo tamaño.

Esto es a veces necesario para correr una broca con puntas gruesas u orden para circular material de circulación perdido. Esto frecuentemente causa una gran disminución en el caballaje de poder hidráulico o fuerza de impacto. Sin embargo, en muchos casos esto es

posible para mantener razonablemente buenas hidráulicas por reducción del número de puntas. Por ejemplo, dos 16/32 pulg, estas puntas tienen aproximadamente la misma área como tres 13/32 pulg de puntas.

Para hallar el área total del jet para máximo caballaje de poder hidráulico o fuerza de impacto:

Donde:

At= área total de puntas óptimas, pulg2.

Q= tasa de flujo, gal/min.

P= presión disponible en la tubería parada, psi.

Ρ= densidad del fluido, lb/gal.

C= constante, 0.65 para máximo HHP.

0.48 para máxima fuerza de impacto.

0.59 para compromiso de impacto-HHP.

Una vez obtenida el área total del jet, algoritmos simples son utilizados para volver a calcular los tamaños de los jets. Los siguientes algoritmos muestran como los tamaños de jets pueden ser obtenidos para algún número de jets.

Donde:

N= número de jets deseados.

J= el tamaño del jet en 32nd de una pulg, que debe ser redondeado para el menor número entero cercano (i.e, 11, 12, etc.)

PISTONEO Y SURGENCIA

El disparador dentro y fuera del límite del pozo envuelve movimientos de la sarta de perforación dentro de una no circulación de la columna de lodo. Muchos reventones han ocurrido cuando el disparador esta fuera del hoyo, a ratos lo problemas de pérdidas de retorno son más frecuentemente asociados con viajes de regreso dentro del hoyo. El factor común en ambos casos es el movimiento de la sarta de perforación y esta afecta sobre todo la presión hidrostática, típicamente en el último revestimiento asentado y a la profundidad

total medida. Presiones de pistoneo y surgencia son causadas por efectos combinados de dragado viscoso del fluido de perforación sobre la sarta de perforación y la velocidad anular debido al desplazamiento del fluido de perforación por la sarta de perforación.

Las presiones del pistoneo y surgencia pueden ser calculadas por un método similar al usado para calcular presiones de circulación en el anular. El mayor problema es determinar la tasa de flujo en el anular cuando a tubería es abierta al final puesto que la distribución de flujo entre la tubería del taladro y anular no puede ser hallada por algún método simple. Sin embargo, asunciones pueden ser hechas que simplificara el análisis.

Si una asunción es hecha en que la tubería está cerrada, o toda la tasa de flujo del fluido es en el anular, entonces el análisis llevara a presiones de pistoneo y surgencia igual o probablemente excederá la verdadera presión de pistoneo y surgencia. La tubería cerrada asunción que sería usada igual con una broca y puntas. O con un revestimiento teniendo un flotador subalterno de algún tipo.

Alternativamente, asumir que la tubería está abierta al final y el fluido levantado en la tubería y anular permanece igual es raramente justificable y subsecuentemente las presiones de pistoneo y surgencia calculadas usualmente serán también bajas. Otra alternativa procede a considerar la tubería del taladro y anular como un tubo en U del fluido levantado en la tubería y anular no son iguales donde la suma de pérdidas de presión en el anular. Este procedimiento requiere una prueba y soluciona el error debido a la incertidumbre del fluido levantado en la tubería del taladro.

Los fluidos cuando calculamos las presiones de pistoneo y surgencia los valores calculados de presión requerida para romper la fortaleza de gel del lodo serian calculados nuevamente. Si el cálculo de las presiones de pistoneo y surgencia es más bajo que la suma de la presión requerida para romper la fortaleza del gel, la presión de rompimiento del gel seria usada.

Velocidad del lodo Equivalente:

Cuando movemos la sarta de perforación a través de una columna estacionaria de lodo, la velocidad equivalente de lodo debido a la rapidez del movimiento de la tubería puede ser calculada. Desde entonces la combinación de movimiento de fluido y dragado viscoso tienen un efecto sobre la presión de pistoneo y surgencia. La constante de Burkhardt es introducida en orden para acontecimientos por el efecto de draga viscosa. En práctica común asumir la constante Burkhardt igual a 0.45, como algún error introducido por esta asunción será el lado de la seguridad.

Para hallar la velocidad del lodo en el anular:

Donde:

Vm= velocidad del lodo equivalente, pies/min.

D1= diámetro externo de la tubería, pulg.

D1= diámetro del hoyo, pulg.

Vp= rapidez máxima promedio del movimiento de la tubería, pies/min.

Vp, puede ser determinada por uno de los siguientes métodos:

1. Medición del tiempo requerido para correr o tirar una parada de tubería de deslizamiento a deslizamiento, dividido dentro de 1.5 tiempos la longitud de la tubería.

Donde:

Ls= longitud de parada, pies.

t= tiempo de deslizamiento a deslizamiento, seg.

2. Medición del tiempo requerido por la junta de en medio de una tri-junta puesta para pasar a través de la mesa rotaria dentro de la longitud de la junta.

Donde:

Lj= longitud de la junta, pies.

t= tiempo a través de la mesa rotaria.

Régimen de flujo

La posibilidad de flujo turbulento en el anular debe ser considerado en el cálculo de pistoneo y surgencia. La velocidad equivalente del lodo puede ser comparada para la tasa de flujo crítico por la sección anular de interés previamente calculada si las propiedades del lodo o diámetros de la tubería no han cambiado.

Presión de surgencia y pistoneo

El apropiado factor de fricción Fanning para flujo anular y perdida del gradiente de presión por fricción son usadas para obtener la presión de surgencia y pistoneo perdida en cada intervalo.

Peso del lodo equivalente

En orden para ser significante, la presión de surgencia o pistoneo y resultante del peso del lodo equivalente debe ser comparado para algún gradiente de fractura o presión de poro. La caída de presión en cada intervalo son sumados simultáneamente.

Cuando corremos tubería en el hoyo, el peso del lodo equivalente debido a la presión de surgencia es:

Cuando sacamos tubería fuera del hoyo, el peso del lodo equivalente debido a la presión de pistoneo es:

Donde:

EMW= peso del lodo equivalente, lb/gal.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

ΣPa= sumatoria de la presión perdida en cada intervalo anular, psi.

TVD= profundidad vertical real, pies.

Si el peso del lodo equivalentemente debido a la presión de surgencia excede al gradiente de fractura, en algún punto del hoyo abierto las pérdidas de circulación pueden ocurrir. Además si el peso del lodo equivalente debido a la presión de pistoneo es menor que la presión de poro en la formación en algún punto en el hoyo abierto, un golpeteo o reventón puede ocurrir igual.

Estos pasos precedentes y ecuaciones son aproximaciones convenientes para cálculos de surgencia y pistoneo cuando el tiempo requerido para correr o sacar tubería puede ser medido. Para fines de diseño, esto asimismo sería conveniente para calcular el tiempo requerido con tal de que no haya excedido un gradiente de fractura o presión de poro. Este tipo de cálculo es hecho a través de iteraciones de tiempo, T y es realmente uno de los muchos programas contenidos dentro del sistema de computadora COMPUDRIL.

Presión de rompimiento del gel

Cuando la tunería inicia el regreso en el hoyo después de un viaje, el lodo tendrá que estar en descanso por algún tiempo. La presión requerida para romper la fortaleza del gel o del lodo bajo el hoyo puede ser significativamente, especialmente si la fortaleza del gel es progresiva. La razón primaria para tomar 30 minutos de fortaleza del gel es para determinar la naturaleza frágil o progresiva de la fortaleza del gel. Si la fortaleza del gel es significativamente alta y progresiva, los resultados de presión de surgencia o pistoneo pueden llevar a controlar problemas del pozo. La fortaleza del gel está en función de muchos factores, incluyendo tiempo y temperatura. Para utilizar los 30 minutos de fortaleza del lodo esta temperatura es estable a la temperatura en el fondo del hoyo. Si los cálculos de presión de sección del anular, la presión de rompimiento del gel seria usada.

Para hallar la presión de rompimiento del gel:

Donde:

Pg= presión de rompimiento del gel, psi.

L= longitud de sección anular, pies.

Tg= fortaleza del gel de 30 minutos, lbf/100pies2.

D2= diámetro del hoyo, pulg.

D1= diámetro externo de la tubería, pulg.

TRANSPORTE DE CORTES

Una de las funciones primarias de un fluido de perforación es para llevar cortes de la perforación a la superficie. Inadecuadamente la limpieza del hoyo puede conducir a un sinnúmero de problemas incluyendo destrucción, sacado de empaques, tubería ensartada y excesiva presión hidrostática.

La habilidad de un fluido de perforación para el levantamiento de cortes es afectado por muchos factores que pueden acontecer y esta teoría no es aceptada universalmente para todos los fenómenos observados. Algunos de estos parámetros son densidad del fluido y reología, tamaño del anular y excentricidad, velocidad anular y régimen de fluido, rotación de la tubería, densidad de los cortes y tamaño y forma de los cortes.

La figura 10-1 muestra algún rasgo general del transporte de los cortes en flujo laminar. Si las partículas son de forma irregular, ellas están sujetas a un torque causado por el recorte del lodo. Si la tubería de perforación está rotando, causa un efecto centrífugo a las partículas para moverlas hacia la pared exterior del anular en hoyos rectos horizontales. Sin embargo, tasas de transporte de cortes son fuertemente dependientes del tamaño y forma de las partículas, que, durante una operación de perforación, son ambas irregulares y variables.

El único camino practico para estimar el transporte de cortes o velocidad de deslizamiento de los cortes es desarrollar correlaciones empíricas basadas en datos experimentales. Igualmente con esta aproximación, allí está realmente una amplia disparidad en los resultados obtenidos por diferentes autores.

Los cálculos de la velocidad de deslizamiento de las partículas son basados sobre partículas del número de Reynolds, coeficientes de dragado y tamaño de cortes.

Condición de flujo laminar

Encontrar el término de tasa de corte:

γb= término de tasa de corte, seg^-1.

Dc= diámetro de la película, pulg.

Ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Encontrar la tensión de corte desarrollada por la partícula:

Donde:

ζp= tensión de corte de la partícula, lbf/100pies2.

T= espesor de la partícula, pulg.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Encontrar la tasa de flujo desarrollada por la partícula utilizando las constantes de la ley de poder del anular para el lodo:

Donde:

γp= término de tasa de corte de la partícula, seg^-1.

ζp= tensión de corte de la partícula, lbf/100pies2.

na= índice de comportamiento del flujo anular.

Ka= factor de consistencia anula, poise.

Si γp< γb la velocidad de deslizamiento está dada por:

Donde:

Vs= velocidad de deslizamiento, pies/min.

ζp= tensión de corte de la partícula, lbf/100pies2.

γp= término de tasa de corte de la partícula, seg^-1.

Dc= diámetro de la película, pulg.

Ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Condición de flujo turbulento

Donde:

ζp= tensión de corte de la partícula, lbf/100pies2.

T= espesor de la partícula, pulg.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Velocidad de deslizamiento de una partícula en flujo turbulento:

Donde:

Vs= velocidad de deslizamiento, pies/min.

ζp= tensión de corte de la partícula, lbf/100pies2.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

Transporte de cortes

El transporte de cortes para diferente geometría de cada hoyo es obtenido por sustracción de la velocidad de deslizamiento de los cortes de la velocidad anular en esa sección particular del hoyo.

Donde:

Vt= transporte de cortes, pies/ min.

Va= velocidad anular x 60, pies/min.

Vs= velocidad de deslizamiento, pies/min.

Eficiencia del transporte

Quizás más importante que un valor actual de transporte de cortes es la eficiencia del transporte de cortes, que es simplemente la relación de transporte de cortes para velocidad anular.

Donde:

Et= eficiencia de transporte, %.

Concentración de cortes:

Debido a la velocidad de deslizamiento de los cortes en el anular, la concentración de los cortes sobre el anular depende de la eficiencia del transporte también como de la tasa de flujo volumétrica y la tasa en que los cortes son generados en la broca (ROP y tamaño del hoyo) prácticamente se ha mostrado que la concentración de cortes en exceso de volumen del cuatro al cinco por ciento puede conducir a desempacado, hoyo hermético o adhesión de la tubería. Cuando perforamos en formaciones suaves donde las conexiones de tubería en la sarta de perforación son hechas tan rápidamente como es posible, la concentración de los cortes, puede fácilmente exceder el 5 % si el ROP es incontrolable.

La concentración de los cortes está calculada por:

Donde:

Ca= concentración de los cortes, vol. %.

D= diámetro del hoyo pulg.

Et= eficiencia de transporte, %.

Q= tasa de flujo, gal/min.

ROP= tasa de penetración, pies/hora.

La ROP obtenida midiendo el tiempo que toma para taladrar una longitud de tubería y dividiendo la longitud por el tiempo. A veces, la longitud más grande es de 100 pies y es taladrada en menos de 20 min. Entonces el ROP es 100 pies/min x 60min/hr. = 300 pies/hr

Cuando la concentración de cortes supera el 4 o 5 por ciento del volumen, el efecto sobre la presión hidrostática y la densidad circulante equivalente pueden ser substanciales. El cambio de la presión hidrostática depende de la densidad de los cortes, así como también de la concentración de los cortes en esa sección del hoyo es calculada por:

Donde:

ρe= efectividad del peso del lodo debido a la concentración de cortes, lb/gal.

SGc= gravedad específica de los cortes.

Ca= concentración de los cortes, vol. %.

ρ= densidad del fluido, lb/gal.

CAPÍTULO III

CLASIFICACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN EXISTENTES

3.1 FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASE AGUA

El término “base agua” se refiere a los sistemas que son formulados con agua o salmuera. La mayoría de los lodos de perforación son a base de agua y forman un sistema constituido básicamente por las siguientes fases:

FASE LÍQUIDA O FASE CONTÍNUA

La fase continua de un lodo base agua es el agua. Algunos aditivos químicos que son sólidos se disuelven o se dispersan en esta fase, forma una mezcla homogénea que proporcionará un

sistema de fluido de perforación. Esta fase puede ser agua (dulce o salada); o una emulsión (agua-petróleo).

FASE COLOIDAL O REACTIVA

Esta fase está constituida por la arcilla, que será el elemento primario utilizado para darle cuerpo al fluido. Se utilizan dos tipos de arcilla dependiendo de la salinidad del agua. Si el lodo es de agua dulce se utiliza montmorilonita cuya característica principal es atraer y retener partículas de agua, y para lodos elaborados con agua salda se utiliza una arcilla especial, cuyo mineral principal es la atapulguita, que es una arcilla utilizada como viscosificador del fluido de base agua salada, la misma que ayuda que la ventonita sea hidrata.

3. FASE INERTE

En esta fase se encuentran sólidos inertes (sólidos en suspensión químicamente inactivos), estos pueden ser sólidos no deseables como la arena y sólidos de perforación. En esta fase se añade la barita para aumentar la densidad del fluido de perforación, este material también constituye un sólido inerte.

4. FASE QUÍMICA

Está constituida por sustancias en solución tales como: dispersantes, emulcificantes, solidos disueltos, reductores de filtrado, y otras sustancias químicas, que controlan el comportamiento de las arcillas y se encargan de mantener el fluido según lo requerido por el diseño.

Los fluidos base agua son usados para perforar aproximadamente el 80% de los pozos. La base del fluido puede ser agua fresca, agua de mar, salmuera, etc. El tipo de fluido seleccionado depende de las condiciones anticipadas de un pozo o de las características del intervalo especifico del pozo que se está perforando7.

3.1.1 FLUIDOS DE BAJO CONTENDIO DE SÓLIDOS NO DISPERSOS

Normalmente se usa este sistema para iniciar la perforación de un pozo, o los primeros metros de pozos profundos (lodos primarios), en la mayoría de casos compuesto de agua dulce, bentonita y cal apagada (hidróxido de calcio), donde primero se hidrata la bentonita y luego se agrega cal para aumentar el valor real del punto de cedencia, que le da la capacidad de transportar recortes, a bajas ratas de corte (shear rate)8.

7 Gary West, John Hall, and Simon Seaton. Halliburton Fluid Systems Div., Baroid Fluid Services. Drilling Fluids. Capitulo 2 (Página 11-92)8 Orlandgas. Tipos de Lodos. http://www.infocuencas.com/.

A medida que la perforación continúa, los sólidos de la formación se incorporan dentro del fluido de perforación. Los equipos de remoción de sólidos son usados para eliminar la mayor cantidad posible de sólidos perforados. Algunos de los sólidos nativos de la formación pueden ser de carácter bentonítico y aumentan la viscosidad del fluido de perforación. Por lo tanto, a este sistema se le atribuye frecuentemente el nombre de “lodo nativo”.

Las ventajas de este sistema son un costo bajo y una Rata de Penetración (ROP) alta. Este sistema suele disminuir considerablemente su viscosidad con el esfuerzo de corte.

Estos lodos no son muy estables a altas temperaturas, aproximadamente 400°F (204.4 °C). Para el control de pérdidas de filtrado en estos lodos se recomienda agregar a la mezcla , un polímero no iónico tal como el almidón, que repsete el punto de cedencia logrado por la cal.

Los sistemas de lodo no disperso no densificados son generalmente convertidos en otro sistema antes de alcanzar cualquier parte crítica del pozo. Por lo tanto, el contenido de sólidos debería ser mantenido a valores bajos para facilitar esta conversación. Como este sistema no está densificado, el efecto de flotabilidad que tiene sobre los recortes es bajo. Entonces, la limpieza del pozo depende de la viscosidad y del caudal. La viscosidad plástica debería ser baja, si el contenido de sólidos del sistema es bajo, y la capacidad de transporte deber ser lograda con puntos cedentes más altos.

3.1.2 FLUIDOS DISPERSOS

Estos fluidos están compuestos por bentonita y sólidos perforados; son tratados con químicos dispersantes que son diseñados para desflocular partículas de arcilla para permitir mejorar el control de la reología en lodos de alta densidad. Los dispersantes más usados incluyen lignosulfonatos y aditivos ligníticos. Los lignosulfunatos son ácidos orgánicos que le proporcionan aniones (iones negativos) al fluido. Estos aniones reducen el punto cedente y los esfuerzos de gel al neutralizar los cationes (iones positivos) en las partículas de arcilla, desfloculando con ello la lechada de arcilla y haciendo que las partículas de arcillase repelen. El lignito es un ácido orgánico que también le proporciona aniones al fluido; los sistemas dispersos normalmente requieren adiciones de Soda Cáustica (NaOH) para mantener el nivel de pH de 10.0 a 11.0.

Este sistema puede ser tratado para incrementar el grado de tolerancia repescto a la contaminación de sólidos y la contaminación química. Los lodos dispersos comúnmente usados incluyen cal y otros sistemas catiónicos. Un sistema disperso con carga de sólidos, también puede reducir significativamente la rata de penetración y contribuir al desgaste del hoyo.

El mantenimiento de un sistema de fluidos dispersos (y otros sistemas de fluido de perforación) durante la perforación significa mantener las propiedades a valores predeterminados casi constantes. Estos valores son controlados por la concentración de materiales en el fluido de perforación, cuando se añade agua al fluido de perforación para mantener una concentración aceptable de sólidos perforados, se requiere añadir productos para mantener la concentración deseada de aditivos, por lo que este volumen pueda ser usado como base para las adiciones de

productos; la cantidad de dilución requerida depende del tamaño del pozo, velocidad de penetración, tipo de formación, equipo de control de sólidos y la concentración óptima de sólidos perforados en el fluido de perforación.

Los lignitos son más estables que los lignosulfonatos a temperaturas elevadas aproximadaemnte 450°F (232°C) son más efectivos como agente de control de pérdida de circulación, aunque los lignosulfonatos son mejores agentes dispersantes, el carácter reductor de filtrado para el lignosulfonato se degrada a 350|F (117°C). Esta combinación de aditivos ha sido una d ela mayores razones para perforar a altas presiones y por lo tanto a altas temperaturas mediante observaciones realizadas en una celda de alta temperatura y presión.

3.1.3 FLUIDOS LIGNOSULFONATADOS

Estos fluidos son usados como una solución al problema de estabilidad del pozo y tratamiento de las arcillas hidratables.

Se basan en impedir o producir la mínima reacción entre el fluido y las arcillas de la formación, como se mencionó anteriormente, los lignosulfonatos proporcionan aniones al fluido, son empleados comúnmente en áreas donde la formación de la costra de lodo en las paredes del hoyo es importante. Estos lodos brindan control reológico y permiten un grado de inhibición de los sólidos perforados. Entre sus principales características:

Pueden ser usados en lodos de agua fresca o en lodos de agua salada. Excelente resistencia al calcio. Efectivo en un amplio rango de pH, el valor normal 9.5-12.0. No presenta efectos de sobretratamiento si se usa en una concentración alta. Efectivo con fluidos de alto peso.

3.1.4 FLUIDOS A BASE DE CALCIO

Cuando se agrega calcio a una lechada de arcilla-agua, se produce un intercambio de bases ya que el cartón calcio (Ca 2+), el cual tiene una energía de enlace más alta, reemplaza el catión sodio (Na+) en las arcillas, convirtiéndolas en arcillas a base de calcio. Este intercambio de bases causa la deshidratación parcial de las partículas de arcilla hidratadas, reduciendo el tamaño de la capa de agua alrededor de las partículas de arcilla.

Figura 3.1 Reducción del agua de hidratación para la arcilla de sodio durante el intercambio de bases con el calcio.

FUENTE: Manual de Fluidos de perforación (Capítulo 10.Página 10.6)

La reducción del tamaño de la capa de agua permite que las partículas de arcilla hagan contacto unas con otras, resultando en la floculación. Si no se una ningún desfloculante, el tamaño de los flóculos de arcilla aumentará con el tiempo y éstos pueden precipitarse, resultando en una reducción gradual de la viscosidad plástica. Si se usa un desfloculante, las arcillas aún tendrán una capa de agua reducida, pero los flóculos de arcilla se dispersarán.

Estos lodos son altamente tratados con compuestos de calcio, catión divalente que inhibe el hinchamiento de las arcillas de las formaciones perforadas, muy utilizados para controlar lutitas fácilmente desmoronables. También aplicados en la perforación de secciones de anhidrita de considerable espesor y en estratos con flujos de agua salada.

Estos lodos difieren de los otros base agua, en que las arcillas base sodio de cualquier bentonita comercial o la bentonita que aporta la formación es convertida en arcillas base calcio mediante la adición de cal o yeso, tolerando altas concentraciones de sólidos arcillosos con bajas viscosidades a comparación de los otros fluidos base agua fresca. Estos sistemas son referidos como lodos base cal o base yeso dependiendo cual de estos químicos es usado para convertir el sistema a base calcio. Normalmente se obtienen por la adición de cal apagada, de tal forma que la arcilla sódica (bentonita), se convierta en arcilla cálcica, manteniéndose usualmente concentraciones en exceso de cal: de 1 a 2 lbm/bbl (en lodos bajos en cal) o de 5 a 15 lbm/bbl (en lodos altos en cal) y en los sistemas de yeso un exceso de 2 q 4 blbm/bbl, para no aceptar los que puedan aportar las formaciones, inalterándolas, previniendo formar cavernas.

3.1.5 FLUIDOS SATURADOS CON SAL

Nombre común para un lodo de perforación en el que la fase agua está saturada (mínimo 189,00)ppm) de cloruro de sodio (inclusive 315,000 ppm a 68ºF). El contenido salino puede provenir propiamente del agua, mediante adición en la superficie o aporte de las formaciones perforadas; varias sales pueden ser usadas según el propósito específico,

como las de sodio, calcio, magnesio y potasio. Otras ventajas derivadas del uso de agua salada o salobre en los fluidos de per formación incluyen el hecho que las arcillas perforadas se hidratan menos que cuando se usa agua dulce.

Los sistemas saturados de agua salada están diseñados para impedir el ensanchamiento del pozo durante la perforación de las secciones de sal. Este ensanchamiento resulta de que la sal contenida en el pozo se disuelve en la fase acuosa “no saturada de sal” del fluido de perforación. La saturación se logra mediante la adicción de sal (clor4uro de sodio) en el sistema de lodo hasta alcanzar el punto de saturación.

Cuando se considera usar un fluido de perforación saturado de sal en ambientes de baja densidad, es importante saber que4 el peso natural del cloruro de sodio saturado es de 10 lb/gal. La densidad mínima de un fluido de perforación saturado de cloruro de sodio es de aproximadamente 10.5 lb/gal.

Observaciones:

Una de las ventajas de trabajar con lodos nativos es su bajo costo, y una velocidad de penetración alta, este sistema suele disminuir considerablemente la viscosidad con el esfuerzo de corte.

Cabe recalcar que dentro de los fluidos base agua, los lodos de lignosulfonato son ideales cuando prevalecen altas temperaturas en el fondo del pozo.

3.1.6 FLUIDOS POLIMÉRICOS

3.1.6.1 Química y aplicación de los polímeros

Un polímero es una molécula de gran tamaño que se compone de pequeñas unidades repetidas se llaman monómeros. La polimerización ocurre cuando los monómeros se juntan para formar la molécula de polímero de gran tamaño. Los

Polímeros pueden tener pesos moleculares de varios millones o pueden componerse simplemente de algunas unidades repetidas.

Para representar la fórmula escrita de un polímero, se expresa la fórmula empírica de la unidad repetida simple al enésimo grado. Por ejemplo, el polímero más simple es el polietileno ((C2 H 4 ¿n¿. El polietileno resulta de la polimerización del monómero etileno (C H 2 ¿CH 2¿. Durante el proceso de polimerización, el enlace doble desaparece y se forma el polímero de polietileno.

n(C H 2¿CH 2)--->(C H 2−CH 2)n

etileno polietileno

3.1.6.1.1 Introducción

Los polímeros han sido usados en los fluidos de perforación desde los años 1930, cuando el almidón de maíz fue introducido como aditivo de control de filtrado. Desde esa época, los polímeros se han vuelto más especializados y en consecuencia, su aceptación ha aumentado. Los polímeros forman parte de prácticamente cada sistema base agua usado actualmente. En efecto, algunos sistemas dependen totalmente de polímeros y son generalmente llamados sistemas de polímeros.

Actualmente se cuenta con una amplia selección de polímeros. Algunos como el almidón, por ejemplo provienen de fuentes naturales. Otros polímeros más especializados son polímeros naturales modificados, mientras que aún otros polímeros más complicados se derivan de sintéticos. Las posibilidades ilimitadas de desarrollo de polímeros hacen que los polímeros sean aplicables a cada función del fluido de perforación.

3.1.6.1.2 Estructura de los polímeros

Las estructuras de los polímeros se clasifican como estructuras lineales, ramificadas o entre cruzadas. El tipo de cadena influirá en las propiedades físicas del material ya que, al existir un mayor valor de entre cruzamiento, la unión será mediante fuerzas covalentes, de mayor valor energético que las simples uniones secundarias que se generan entre dos cadenas de tipo lineal por el hecho de estar próximas.

3.1.6.1.2.1 Lineal

Cada monómero se une de otro monómero como las perlas de un collar. Cuando las cadenas son lineales, es difícil encontrarlas paralelas unas a las otras, con frecuencia las podemos encontrar enredadas o enroscadas, simplemente unidas con uniones secundarias. En la estructura lineal cada cadena actúa independientemente de las otras solo existe una atracción tipo dipolo, es decir una débil unión secundaria entre ellas. Las cadenas son, por tanto fácilmente movilizables y el material será relativamente débil en cuanto a las propiedades mecánicas.

FDigura 3.2 Estrucutra lineal

FUENTE: Ciencia y Tecnología de Materiales. Práctica 7. Página 2

REALIZADO POR:

3.1.6.1.2.2 Ramificada

En algunas zonas de crecimiento de cadenas un monómero se une a dos monómeros mediante empleo de moléculas adecuadas es posible conseguir que, al formarse el polímero, se produzca en algunas zonas de

Estas cadenas un crecimiento lateral. A esta estructura espacial de las cadenas de polímeros se denomina estructura ramificada.

Cuando la estructura es ramificada, las ramas laterales dificultad el movimiento de una cadena sobre las demás y proveen a la formación de un mayor número de dipolos y, por consiguiente, brinda propiedades mecánicas más elevadas y mayor dificultad para ablandarlas.

Figura 3.3 Estructura Ramificada

3.1.6.1.2.3 Entrecruzada

Es también posible lograr que las cadenas del polímero puedan unirse transversalmente por medio de uniones primarias en algunas zonas. A l conseguir esto forma una especie de trama en la estructura que recibe el nombre de cadenas cruzadas. En la estructura de las cadenas el movimiento entre las cadenas se ve muy dificultado por las uniones primarias que se han formado entre ellas. El polímero constituido tiende a ser más rígido y al mismo tiempo más frágil y sobre todo, es más elástico ya que el entrecruzamiento tiende a recuperar la deformación.

Figura 3.4 Estructura Entrecruzada

3.1.6.2 Clasificación de los polímeros

Los polímeros usados en los fluidos de perforación pueden ser clasificados de tres maneras:

3.1.6.2.1 De acuerdo a su química

3.1.6.2.1.1 Iónica

Se describe como un polímero iónico, aquel que puede obtenerse mediante reacción de sustancias de partida que contiene grupos carboxil basados en grasa y aceite con sales de iones polivalentes. Pueden ser utilizadas como sustancias de estanqueidad, recubrimiento, pegamentos y sustancias adicionales para formulaciones de plástico así como para morteros, yeso y cemento. La mezcla de partida puede estar presente en una forma de mono componente como también formaciones de dos componentes.

3.1.6.2.1.2 No Iónica

Los polímeros no iónicos no poseen cargas eléctricas y al contrario de los iónicos desarrollan viscosidad por solubilización, es decir, son solubles en agua. La solubilidad de estos polímeros es afectada por la fuerza iónica o contenido electrolítico del medio. Estos polímeros se utilizan frecuentemente para viscosificar fluidos de completación o reparación a base de salmuera.

Esta clase de polímeros son compatibles con casi todos los almidones químicamente modificados, almidones crudos, celulosas modificadas, polímeros sintéticos y proteínas solubles en agua. Un ejemplo de estos polímeros es la Goma Guar y la Goma de Tara, que se usan principalmente para espesar soluciones acuosas, controlar la movilidad de materiales dispersados o disueltos, se los usa a menudo para controlar el flujo de agua y como un coloide en lodos de perforación de pozos petroleros. También en la factura de ácidos para aumentar el flujo de petróleo.

Cabe recalcar que la Goma de Tara, es un polisacárido de elevado peso molecular que evita las reacciones indeseables y por ello es considerado un sustituto o complemento ideal de las gomas garrofin, guar, xantana, etc. Tiene gran capacidad de absorción de agua

y en agua fría se dispersan lentamente; cuando se calienta se transforma en un gel homogéneo que mantiene sus propiedades al enfriar, obteniendo geles termo reversibles.

La viscosidad de dispersiones de Goma de Tara depende de temperatura, tiempo, concentración, pH, velocidad de agitación y tamaño de la partícula de polvo. En agua fría la viscosidad máxima se logra de 1 a 4 horas.

3.1.6.2.2 De acuerdo a su función

3.1.6.2.2.1 Viscosificadores

Las salmueras presentan una viscosidad natural que depende de la concentración y de los tipos de sales en la mezcla. Los agentes viscosificantes o polímeros son usados parar remediar la baja capacidad de transporte de las salmueras y controlar los filtrados (pérdidas) hacia la formación.

Cuanto mayor sea la viscosidad de la salmuera, las pérdidas se reducirán. La habilidad de suspensión de una solución de polímeros está relacionada con la reología. La destreza que tiene un fluido de perforación para suspender partículas se relaciona con la viscosidad a baja velocidad de corte.

La capacidad de cada polímero varía ampliamente y depende de:

Relaciones de temperatura/viscosidad. Estabilidad térmica

Para la estabilidad térmica se tiene dos temperaturas estándares, la de 279ᵒF y 250ᵒF. Estas temperaturas no deben variar mucho porque la viscosidad disminuiría o aumentaría.

3.1.6.2.2.2 Aditivos de control de filtración

Son aditivos empleados para reducir la cantidad de filtrado del fluido de perforación y completación. El más usado es el PAC (Celulosa Polianiónica), conocido como Staflo, el cual también provee alta y baja viscosidad al sistema. El PAC tiene la característica de reducir en un 20% la cantidad de filtrado en el lodo.

3.1.6.2.3 De acuerdo a su origen

Para los fines de estudio, los polímeros son clasificados de conformidad con su origen. Los polímeros usados en los fluidos de perforación se clasifican de la siguiente manera.

3.1.6.2.3.1 Polímeros Naturales

Son polímeros producidos en la naturaleza, sin la intervención humana, estos materiales se derivan de fuentes naturales como plantas, animales y la fermentación bacteriana. El producto final debe ser sometido a cierto tratamiento como: recolección, separación, trituración y desecación, antes de ser ensacado. Los polímeros naturales tienen estructuras más complejas, pesos moleculares más altos, son menos estables térmicamente que los polímeros sintéticos y toleran menos la degradación por actividad bacteriana.

Los polímeros naturales usados en los fluidos de perforación se componen de moléculas de azúcar pólimerizadas y pertenecen a una clase de compuestos llamados polisacáridos. Los monómeros son las unidades de azúcar y contienen carbono, hidrógeno, y oxígeno.

La polimerización de las unidades de azúcar ocurre a través de una reacción de condensación mediante la cual se elimina el agua de las unidades individuales de azúcar. El polisacárido resultante consta de las unidades de azúcar enlazadas mediante átomos de oxígeno comunes y tienen una relación de C:H:O (6:10:5) o C6(OH2)5.

La cadena principal se compone de estructuras de anillo de carbohidratos y de los átomos de oxígeno que realizan el enlace entre los anillos.

El almidón es un polímero natural que proviene de una variedad de plantas y semillas. Los almidones de maíz y papas constituyen la fuente más importante para los fluidos de perforación.

Figura 3.5 Clasificación dé los polímeros naturales de acuerdo a su origen

El almidón se compone de dos polisacáridos: amilosa y amilopectina. La amilosa, una cadena de anillos de carbohidratos, forma la cadena recta principal de la molécula, de almidón. La amilopectina es una cadena de anillos de carbohidrato con muchas ramificaciones que se inician en la cadena principal de una amilasa.

Las relaciones de las fracciones de amilosa y amilopectina determinan las propiedades deI almidón.

Figura 3.6 Amilosa

Figura 3.7 Amilopectina

FUENTE: Manual de Fluidos de Perforación (Química y aplicación de polímeros. Tomo 6. Página 3)

En estado natural, el almidón no es hidrosoluble, simplemente flota como partículas de almidón. Para que el, almidón sea eficaz en los fluidos de perforación, es necesario romper la capa protectora de la amilopectina para liberar la amilosa contenida dentro de ésta. Los gránulos de almidón son calentados hasta que las células se rompan, lo cual permite la dispersión de la amilasa, este proceso se llama pregelatinización.Una vez disperso, el almidón se hidrata, posteriormente es sometido a la desecación para ser ensacado como producto final. Este producto es no iónico y soluble tanto en agua salada saturada como en agua dulce. El principal inconveniente con el almidón es su tendencia a fermentar, por lo que debe ser conservado con un Biocida.

A continuación se indica algunos de los polímeros naturales utilizados en la industria petrolera.

MY-LO-JEL ™ , es un almidón de maíz compuesto de un promedio de 25% de amilosa y 75% de amilopectina, cabe recalcar que este producto produce un poco más, de viscosidad.

POLY-SAL™, es un almidón de papa que es ligeramente diferente del almidón de maíz, tiene un peso molecular más alto, concentración más alta de amilosa en relación con la amilopectina. Proporciona estabilida térmica más alta, y también produce un poco más de viscosidad.

GOMA XANTANA, está clasificada como un polímero natural, es obtenida por la actividad bacteriana y no en su forma natural. La bacteria Xanthomonas campestris produce la goma durante su ciclo de vida normal, mediante un proceso enzimático complejo.

El xantano es hidrosoluble, ligeramente aniánico y altamente ramificado, tiene un peso molecular comprendido en el rango de 2 a 3 millones, lo cual es relativamente alto, para los fluidos de perforación. Tiene una estructura repetida de cinco anillos que se componen de una cadena principal de dos anillos y una cadena lateral de tres anillos. La cadena principal se compone de resíduos de glucosa cuya estructura es idéntica a la estructura de la celuosa. Tres cadenas laterales de residuos adicionales de azúcar se ramifican a partir de la cadena principal. Varios grupos funcionales (carbonilo, carboxilo, hidroxilo y otros) se agregan a las cadenas laterales para proporcionarle al xantano sus exclusivas propiedades viscosificadoras.

Figura 3.8 Goma Xantana

FUENTE: Manual de Fluidos de Perforación (Química y aplicación de polímeros. Tomo 6. Página 4)

El polímero xantano produce fluidos seudoplásticos o fluidos que disminuyen su viscosidad con el esfuezo de corte y estructuras de gel.

La viscosidad disminuye progresivamente, a medida que se aumenta el esfuerzo de corte. Cuando se deja de aplicar el esfuerzo de corte, el fluido recupera totalmente su viscosidad original. Bajo condiciones de alta velocidad de corte en la columna de perforación, por ejemplo: la viscosidad del sistema de lodo disminuye. Bajo las velocidades de corte muy altas que existen en las toberas de la barrena, el fluido disminuye su viscosidad

dramáticamente, hasta comportarse casi como eI agua. Bajo condiciones de velocidad de corte más baja en el espacio anular, por ejemplo: los enlaces de hidrógeno vuelven a formarse y la viscosidad aumenta.La concentración de xantano necesaria para desarrollar las propiedades tixotrópicas depende del agua de preparación. Una concentración de 0,5 Ib/bbl, puede ser suficiente para un sistema de agua dulce altamente densificada, mientras que un sistema de KCI o NaCI de alta salinidad puede requerir una concentración de 2 a 3 Ib/bbl.

La goma xantana (DUOVIS ® y FLO-V/S®), es añadida a los fluidos de perforación para numerosas aplicaciones. La mayoría de veces, esta es usada como substituto de arcilla para impartir propiedades tixotrópicas.

En lugar de cargar un fluido con sólidos de arcilla para obtener la viscosidad y la suspensión, se usa goma xantana. Esto es beneficioso de muchas maneras, especialmente al mantener la capacidad óptima de suspensión y transporte en los fluidos sin aumentar la carga de sólidos.Esta propiedad hace que la goma xantana sea el polímero preferido para aumentar la viscosidad en los pozos de alcance extendido y horizontales, especialmente cuando los pozos tienen bajas velocidades anulares.

En consecuencia presenta propiedades que lo convierten en el polímero ideal para las aplicaciones de fluidos de rehabilitación/terminación y “perforación del Yacimiento” sIn arcilla. Es degradable con oxidantes (blanqueadores) o enzimas, y es soluble en ácido para facilitar la limpieza. Desarrolla esfuerzos de gel y suspende fácilmente los materiales solubles en ácido como CaC03.

Como principal inconveniente por el uso de almidones, es la tendencia aFermentarse. Los almidones son materiales naturales biodegradables que deben ser conservados con un biocida cuando son utilizados, en los fluidos de perforación. Por ejemplo, el polímero Poly-Sal contiene un biocida en el producto. El almidón tiene baja estabilidad térmica y rápida degradación cuando está expuesto por mucho tiempo a temperaturas superiores a 225°F (102°C).

3.1.6.2.3.2 Polímeros Naturales Modificados

Estos polímeros son muy comunes en los fluidos de perforación. La celulosa y el almidón son dos polímeros naturales usados frecuentemente para producir polímeros naturales modificados, estos presentan propiedades diferentes a los polímeros naturales originales.

Muchos polímeros no son solubles, en agua, por lo tanto, no pueden ser aplicados a los fluidos de perforación base agua. Para obtener la solubilidad en agua, los polímeros como

la celulosa y el almidón, a veces son modificados a polielectrólitos. Esta modificación supone una alteración de la unidad repetida del polímero.

Polielectrólitos: Un polielectrólito es un polímero que se disuelve en agua, formando poliiones y contraiones de carga contraria. Un poliión tiene cargas que se repiten a lo largo de la cadena del polímero. Las cargas pueden ser positivas, como en un polímero catiónico, o negativas, como en un polímero aniónico.

Existen algunos ejemplos de polímeros catiónicos, pero la mayoría de los polímeros usados en los fluidos de perforación están cargados negativamente.

Por ejemplo: La celulosa es un polímero natural insoluble en agua, para ser útil como aditivo en los fluidos de perforación, esta debe ser convertida en polielectrólito Carboximetilcelulosa (CMC).

Figura 3.9 Modificación de la estructura de la Celulosa a Carboximetilcelulosa

Celulosa

Carboximetilcelulosa

FUENTE: Manual de Fluidos de Perforación (Química y aplicación de polímeros) Tomo 6. Página 8)

En la figura se ilustra la manera en que se modifica la estructura de anillo repetido para la celulosa, introduciendo el grupo carboximetilo aniónico. Ahora, el polímero modificado, mediante el grupo aniónico, tiene una afinidad con el agua y es hidrosoluble.

La Carboximetilcelulosa se forma mediante la reacción de la sal de sodio del ácido monocloroacético (CICH2COONa) con la celulosa. La mayoría de veces, la substitución ocurre en el grupo (-CH20H) para formar un polielectrólito soluble.

La CMC de substituciones relativamente más altas suele ser llamada Celulosa Polianiónica (PAC). La PAC tiene la misma estructura química y el mismo GP que la CMC; pero el GS es diferente para los dos polímeros.

El grado de polimerización (GP), se refiere al número de veces que la estructura de anillo se repite. La estructura de anillo es la estructura repetida que define el polímero. Cuanto más alto sea el GP, más alto será el peso molecular.

El grado de substitución (GS), se refiere al número de substituciones que ocurren en una sola estructura de anillo repetida. En la figura anterior que ilustra la carboximetilcelulosa de sodio, se puede observar que hay exactamente una substitución en cada estructura de anillo. Eso significa que el GS es 1.

Polímeros naturales modificados utilizados en el área hidrocarburífera.

POLYPAC ®, es una celulosa polianiónica de alta calidad. Proporciona el control de filtrado en sistemas de agua dulce, agua salada, NaCI y KCI, forma un revoque fino, duro y dúctil que limita la pérdida de filtrado a las formaciones permeables. Sobre todo produce una excelente viscosidad en agua salada y en agua dulce.

HEC (Hidroxietilcelulosa), es otro tipo de polímero de celulosa modificada. Se produce poniendo la celulosa en remojo en una solución de sosa cáustica, luego haciendo reaccionar la celulosa alcalina con óxido de etileno. Se usa principalmente para la viscosidad y el control de filtrado en los fluidos de rehabilitación y terminación.

Es compatible con la mayoría de las salmueras, incluyendo el agua salada, KCI, NaCl. Es un polímero muy limpio y soluble en ácido, lo cual hace que sea ideal para las operaciones de relleno de grava y otras operaciones en las cuales el fluido de terminación hace contacto con el intervalo productivo.

Tiene un límite de temperatura de 250°F (121°C). No es muy afectada por el pH (sobre pH 10, la viscosidad puede disminuir ligeramente) y es resistente a las bacterias. No es un polímero tixotrópico. El almidón es útil en muchas aplicaciones sin sufrir ninguna modificación química. Sin embargo, los derivados de almidón pueden adquirir diferentes propiedades mediante la modificación química. A continuación se proporcionan algunos ejemplos de almidones modificados.

Almidón carboximetílico (CMS): Es otro ejemplo de polímero modificado, este sufre una sustitución de carboxilato en el grupo hidroximetilo o en cualquiera de los dos grupos hidróxilo de la estructura de anillo.

Figura.3.10 Almidón Carboximetílico

FUENTE: Manual de Fluidos de Perforación (Química y aplicación de polímeros. Tomo 6. Página 10)

THERMPAC® UL, un almidón carboximetílico, controla el filtrado con un aumento mínimo de la viscosidad en la mayoría de los fluidos de perforación base agua. Constituye una alternativa eficiente, en los sistemas donde se requiere un estricto control de la filtración y bajas propiedades reológicas. Tiene una estabilidad hasta 300°F (149°C) Y no requiere el uso de bactericida. Es eficaz a cualquier nivel de pH y es compatible con todos los sistemas a base de agua.

Almidón hidroxipropílico (HP): El almidón Hidroxipropílico es un almidón modificado, se produce mediante la reacción entre el almidón y el óxido de propileno. Muchos tipos de almidón HP están disponibles y sus propiedades varían según el GP y el GS.

Figura 3.11 Almidón hidroxipropílico

FUENTE: Manual de Fluidos de Perforación (Química Y aplicación de polímeros. Tomo 6. Página 11)

FLO-TROL®. Un almidón HP es usado principalmente para el control de filtrado, este producto actúa conjuntamente con el carbonato de calcio para formar un revoque soluble en ácido, fácil de eliminar. Como el almidón, FLO-TROL es compatible con la mayoría de

las salmueras de preparación, incluyendo el agua salada, NaCl, KCI, CaCI2, NaBr, CaBr2 y las salmueras; no requiere ningún bactericida. Debido a sus características viscosificadoras exclusivas, es adecuado para las aplicaciones de fluidos de “perforación de la formación productiva". La estabilidad térmica es mejor que la de la mayoría de los materiales de almidón, es térmicamente estable hasta 250°F (121°C) en las aplicaciones de salmuera.

MOR-REX™. Es un almidón de maíz hidrolizado por enzima que ha sido convertido químicamente en una maltodextrina. La hidrólisis del almidón resulta en un producto que tiene un peso molecular mucho más bajo (menos de 5.000), se usa casi exclusivamente en los fluidos de perforación a base de cal. Esto se debe principalmente a su tendencia a aumentar la solubilidad del calcio en un ambiente de fluido a base de cal.

Desde el punto de vista funcional, Mor-Rex actúa como un desfloculante, es térmicamente estable hasta una temperatura de circulación de aproximadamente 200°F (93°C), y requiere el uso de bactericida.

3.1.6.2.3.3 Polímeros Sintéticos

Son polímeros sintetizados químicamente, generalmente a partir de productos derivados del petróleo. A diferencia de los polímeros naturales y naturales modificados, los polímeros sintéticos son “desarrollados" a partir de moléculas relativamente más pequeñas. Los polímeros sintéticos ofrecen una flexibilidad ilimitada en su diseño. Pueden ser adaptados a cualquier aplicación.

En esta clase de polímeros se puede manipular su tamaño y su composición, para producir las propiedades requeridas en cualquier función. Frecuentemente, los polímeros sintéticos son preparados a partir de etileno sustituido. El proceso de polimerización ocurre mediante una reacción de adición en la cual los grupos de etileno sustituidos son agregados al extremo de la cadena del polímero.

A continuación se muestra el grupo substituido “A", que puede sercualquier grupo funcional.

CH2=CH I

A

La cadena principal de carbono-carbono constituye un enlace más estable que el enlace de carbono-oxígeno encontrado anteriormente en los polímeros a base de almidón y celulosa. El enlace de carbono-carbono es resistente a las bacterias y tiene una estabilidad térmica superior a 700°F (371°C).

Ejemplos de algunos polímeros sintéticos utilizados:

POLIACRILATO DE SODIO (SPA), la polimerización del ácido acrílico y la neutralización subsiguiente con el hidróxido de sodio produce el polímero Poliacrilato. El SPA es un polímero aniónico que funciona como un desfloculante a bajos pesos ,moleculares (menos de 10.000) para sistemas de bajo contenido de sólidos no dispersos, o como aditivo de control de filtrado, según el peso molecular del polímero.

Es altamente aniónico y se absorbe en los sólidos activos de los fluidos de perforación. Puede ser preparado como polvo seco, pero generalmente está disponible en la forma líquida. El SPA funciona a concentraciones mucho más bajas que los Iignosulfonatos. Típicamente, las concentraciones de 0,25 a 1,O Ib/bbl son suficientes para controlar las propiedades reológicas. No depende del pH alcalino y puede tolerar temperaturas hasta 500°F (260°C). Es sensible a altas concentraciones de sólidos.

Partiendo de más de un tipo de monómero y realizando la polimerización, se puede obtener un copolímero. Un copolímero contiene dos o más tipos diferentes de monómeros. La copolimerización permite desarrollar polímeros que tienen diferentes propiedades; Por ejemplo, se puede usar un monómero para extender la estabilidad térmica y otro para inhibir la lutita.

TACKLE, es un ejemplo de copolímero. Es preparado a partir de dos monómeros: acrilato de sodio (SPA) y un monómero designado por la industria como AMPS (Acidos Sulfánico de 2-acrilamido-2-metilpropano).El monómero AMPS proporciona un grupo sulfonato que imparte mayor estabilidad térmica y tolerancia de sólidos, salinidad y dureza que el grupo acrilato de sodio solo. Tackle tiene una mayor resistencia a la contaminación y tolerancia de sólidos, es más funcional en el agua salada, y produce un efecto inmediato en la reducción de la viscosidad.

SP-101®, es un poliacrilato de peso molecular medio (±300.000) usado, principalmente para el control de filtrado. Es estable a temperaturas muy altas >400˚F (204,4˚C), se usa generalmente en los sistemas de bajo contenido de sólidos no dispersos. Además proporciona el control de filtrado, ofrece un efecto estabilizador en los recortes, y es un desfloculante eficaz especialmente en aplicaciones de alta temperatura.

A veces se observa un pico en la viscosidad cuando se agrega Inicialmente el SP- 101 a un sistema. Una vez que el polímero se incorpora al sistema a una concentración suficiente para encapsular los sólidos, la viscosidad del sistema disminuye y éste se estabiliza.

Típicamente, esta concentración es de aproximadamente 1 Ib/bbl, pero puede ser ligeramente más alta o más baja, según la carga de sólidos.

La Poliacrilamida Parcialmente Hidrolizada (PHPA), se usa frecuentemente para identificar el copolímero poliacrilamida/ poliacrilato. El producto final de una PHPA es el mismo polímero que es formado por una copolimerización de poliacrilamida / poliacrilato. Aunque el producto sea frecuentemente, llamado PHPA, en realidad es el producto de la copolimerización de los monómeros acrilamida y acrilato de sodio.

Cabe notar que, debido al enlace carbono-carbono, el polímero tiene una estabilidad térmica excepcional y es resistente a las bacterias. También cabe notar que el polímero es aniónico, es decir que es afectado por la dureza y las superficies catiónicas como las que se encuentran en las arcillas.

POLY-PLUS®, La PHPA más usada en los fluidos de perforación es la versión de alto peso molecular, la cual es preparada con 65 a 70 % de acrilamida y el porcentaje restante de acrilato. Los pesos moleculares varían hasta 20 millones.

Se lo utiliza como inhibidor de lutita, como polímero encapsulador de sólidos en los sistemas de agua dulce, agua salada, NaCI y KCI, proporciona la encapsulación de Ios recortes, y también contribuye a la estabilización de las lutitas aumentando, la viscosidad de la fase acuosa.

La PHPA aumenta la viscosidad del, filtrado de fluido de perforación, lo cual limita la profundidad de invasión del filtrado.

Uno de los inconvenientes de la PHPA es su sensibilidad al calcio soluble, este problema se plantea especialmente en los sistemas de agua dulce, donde el calcio puede precipitar el polímero PHPA y cualquier sólido en los cuales el polímero pueda adsorberse. En algunos casos, la PHPA funciona como un floculante en la presencia de calcio, especialmente cuando el contenido de sólidos del fluido de perforación es bajo. Cuando esto sucede y se introduce calcio, la floculación ocurre y los sólidos se precipitan y se sedimentan fuera, del lodo. En los sistemas de alto contenido de sólidos, la introducción de calcio flocula el sistema, produciendo viscosidades muy altas.

GELEX®, Un ejemplo de PHPA usado como extendedor de bentonita. Cuando las condiciones son apropiadas y las concentraciones de PHPA muy bajas pueden extender la viscosidad de la bentonita. Y además el contenido total de sólidos del sistema es inferior a 4% en volumen, y la concentración total de bentonita es inferior a 20 Ib/bbl.Como la partícula de bentonita está unida a parte del polímero y el resto del polímero está libre para hidratarse o agregarse a otras partículas de arcilla, esto provoca el aumento de la viscosidad.

FLOXIT™, La PHPA también se puede utilizar como floculante. La floculación es el proceso mediante el cual las partículas individuales son conectadas en grandes agregados débilmente enlazados por un polímero floculante.

La masa resultante de partículas enlazadas aumenta hasta el punto en que la aglomeración de sólidos deja de estar suspendida. La sedimentación es más eficaz cuando el sistema está en reposo. Se recomienda mezclar el FLOXIT en agua de dilución a una concentración de 1 a 2 Ib/bbl, antes de agregarlo al sistema.

Debido al enlace carbono-carbono térmicamente estable que constituye la cadena principal de los polímeros sintéticos, los polímeros de alta temperatura son derivados sintéticamente. Varios polímeros de alta temperatura están disponibles para los fluidos de perforación. Algunos de éstos son, preparados a partir del monómero AMPS.

SSMA Copolímero Anhídrido Maleico de Estireno Sulfonado, es un ejemplo de polímero de alta temperatura cuya función es impedir la gelificación a altas temperaturas. Este copolímero se aplica generalmente a pozos que presentan temperaturas elevadas, antes de realizar los registros y en otras oportunidades cuando no se hace circular el fluido de perforación por mucho tiempo. Tiene como efecto el mantenimiento de esfuerzos de gel estables a altas temperaturas.

RHEOSTAR™, es un producto que se usa para controlar la gelificación y la floculación de bentonita a altas temperaturas, y para disminuir la viscosidad y causar la floculación.

Rheostar es un polvo seco que desempeña fácilmente su función en agua salada y agua dulce. Presenta estabilidad hasta 450°F (232°C). Las concentraciones típicas varían de 6 a 12 Ib/bbl.

DURASTAR™, este producto proporciona el control de la filtración a altas temperaturas, es más estable térmicamente hasta 450°F (232°C) en aplicaciones de agua dulce y agua salada y más resistente a los sólidos y a la dureza.

Las concentraciones típicas varían de. 5, a 10 Ib/bbl. Está disponible como emulsión inversa activa al 30%.

Cabe recalcar que los fluidos de perforación a base de polímeros son los, más usados en la actualidad, debido a que estos trabajan con una menor concentración de sólidos perforados, con lo que se obtiene una notable reducción en el volumen de sólidos de desecho, por ende una reducción considerable en el impacto ambiental.

Se puede decir que los fluidos de perforación sintéticos, proporcionan una mayor estabilidad térmica, al momento de ser utilizados, respecto a los demás fluidos de perforación.

Observaciones:

Esta clase de fluidos presentan 'mayor compatibilidad con las formaciones atravesadas, son más resistentes a los sólidos a la dureza de los mismos; su característica principal es su excelente control de la filtración y estabilidad térmica en función de la profundidad.

3.2 FLUIDOS DE PERFORACION BASE ACEITE

Se definen como un sistema en el que la fase continua es aceite y el filtrado también lo es. El agua que forma parte del sistema consiste en pequeñas gotas que se hallan dispersas y suspendidas en el aceite, las gotas de agua actúan como partículas de sólidos.

3.2.1 BASE ACEITE VERDADERA

Se los conoce también como lodos de aceite; porque contienen menos del 5% en agua y contienen mezclas de álcalis, ácidos orgánicos, agentes estabilizantes, asfaltos oxidados y diesel de alto punto de llama o aceites minerales no tóxicos. Uno de sus principales usos es eliminar el riesgo de contaminación de las zonas productoras. Los contaminantes como la sal o la anhidrita no pueden afectarlos y tiene gran aplicación en grandes profundidades y altas temperaturas.Estos fluidos se refuerzan, con polímeros que soportan altas temperaturas y también son utilizados como estabilizadores térmicos y reductores de filtrado.

3.2.2 BASE ACEITE INVERTIDA

Llamados también fluidos de emulsiones invertidas; estos sistemas contienen más de 50% de agua, que se encuentra contenida dentro del aceite mediante emulsificantes especiales; este lodo es estable a diferentes temperaturas.

Las emulsiones inversas se formulan utilizando una amplia variedad de aceites; por ejemplo, diesel o aceites minerales se utilizan para perforar lutitas por su alto grado de hidratación, zonas de arenas productoras con elevadas temperaturas.

Figura 3.12 Fluidos: de control por etapas

ETAPA T.R.

(PULG)PROF.(m)

BNA. (PULG.)

DENSIDAD (qr/ee)

TIPO DE FLUIDO

TEMP. ( ˚F )

CONTAMINANTES

30 50-150 36 1,00-1,06 AGUA DULCE -

AMBIENTE

NINGUNO

AGUA DE MAR

20-17½ 50-1000 150-1200 26 1,06-1,25 BENTONÍTI

CO 50ARCILLAS

GENERADORAS DE LODO

14¾ - 13⅜

1000-3000 1200-3400

17½ - 16

1,25-1,75POLIMERIC

O DISPERSO

175 ARCILLA CO2 AGUA SALADA

9 5/8 - 73000-4200 3400-4800

12 ¼ - 8½

1,6-2,15 EMULSIÓN INVERSA 225 AGUA SALADA CO2

H2S, DOMO SALINO

5 -3 ½ (TUBING

LESS)

4200-5800 4800-6400

6½ - 5⅞ 5⅝

0,90 - 1,30

EMULSIÓN DIRECTA 350 GASES CO2 H2S,

HIDROCARBUROS

FUENTE: Drill Manual. Fluidos de Control. (Tomo 6. Página 9)

Es importante mencionar que el uso de dos tipos de lodos requiere cuidados ambientales debido a su elevado poder contaminante. Pueden pesar 7.5 ppg (libras por galón) sin el uso de materiales pesantes.

Estos lodos han sido empleados con éxito para muchas tareas de perforación en: pozos profundos con condiciones extremas de presión y temperatura; problemas de pega de tubería y de estabilidad de pozo; necesidad de atravesar zonas que contienen sales, yeso o anhidrita; presencia de sulfuro de hidrógeno hallazgo de formaciones potencialmente productoras; gran necesidad de minimizar la fricción y los torques (en pozos altamente desviados). Lastimosamente su carácter contaminante ha restringido su uso.

Observaciones:

Los fluidos mencionados anteriormente proporcionan una disminución en la pérdida de filtrado, puesto que los glóbulos de petróleo, desempeñan una acción de taponamiento al ser forzados dentro de los capilares del revoque.

Aumentan la velocidad de penetración debido a que el aceite reduce la fricción entre la sarta de perforación y las paredes del pozo, lo cual resulta en mayor cantidad de pies perforados.

Estos fluidos mejoran la uniformidad del diámetro del pozo.

3.3 FLUIDOS DE PERFORACIÓN BASADOS EN MEZCLAS DE LÍQUIDO Y GAS

Son aquellos que se los fabrica mediante la inyección de agua y agentes espumantes, dentro de una corriente de aire o gas creando una espuma estable y viscosa, o mediante la inyección de una base gel conteniendo un agente espumante, su capacidad de acarreo es dependiente más de la viscosidad que de la velocidad en el anular.

En cuanto a los lodos en una base gel, tienen el propósito de reducir la cabeza hidrostática y prevenir pérdidas de circulación en zonas de baja presión, además de incremetar la rata de penetración.

3.3.2 AIRE O GAS

Utilizando como fluido de perforación aire, gas natural, gases inertes o mezclas con agua; se han obtenido grandes ventajas económicas en secciones de rocas consolidadas donde difícilmente se encontrarían grandes cantidades de agua, pues un aporte adicional de líquido contribuiría a formar Iodo, embotando la sarta, especialmente la broca.

El aire o gas seco proveen la mayor rata de penetración de los diferentes; fluidos de perforación, los cortes son usualmente reducidos a polvo al mismo tiempo que se dirigen a la superficie, al ser bmbardeados a alta velocidad contra los tool joints. El transporte de los cortes depende de la velocidad en el anular, al no poseer propiedades que garanticen por si mismas la suspensión de los cortes o sólidos transportados; siendo no recomendable su uso ante paredes de pozo inestables, formaciones productoras de agua, formaciones con alta presión de poro y adversos factores económicos.

En general el uso de este tipo de fluidos resulta en una rata de perforación más rápida, mayor profundidad en pies para la broca, mayor posibilidad para tomar pruebas de las formaciones.

Las píldoras son aplicadas como parte de una práctica operacional, en el proceso de perforación, su clasificación depende de la formación que se esté atravesando en ese momento, pueden ser de alta o baja reología.

A continuación se detalla los siguientes tipos de píldoras.

3.4 PILDORAS DISPERSAS

Conocidas como píldoras de baja reología, pueden ser preparadas con el mismo lodo y la adición de agentes dispersantes los cuales: evitan aglomeraciones de cortes arcillosos, ayudan a erosionar mecánicamente el hoyo, evitan que la arcilla se pegue al Ensamblaje de Fondo (BHA) y broca.

Figura 3.13 Embolamiento de la broca

FUENTE: Baroid FIuid Services. (Fluido inhibidor a base de agua HYDRO· GUARD. Página 1)

Son bombeadas al inicio de la perforación, debido a que en esta sección, los lodos usados (Iodo nativo), no contienen agentes inhibidores, solo dispersantes, puesto que, al tratarse de una zona de poco interés la erosión mecánica se logra únicamente con la fuerza de galonaje, obteniendo así altas ratas de penetración.

Estas píldoras también son utilizadas cuando se presentan problemas de embolamiento de la broca, son bombeadas para crear turbulencia y así despegar las arcillas acumuladas en el conjunto de fondo.

3.5 PILDORAS VISCOSAS

Son llamadas también píldoras de alta reología o de acarreo, pueden ser preparadas con geles, bentonitas y polímeros, dependiendo de la zona donde se esté efectuando la operación. Estas píldoras se bombean inmediatamente después de las píldoras dispersas, con el objeto de acarrear los cortes generados por la broca a superficie, y tener la columna libre de sólidos.

Estas píldoras se utilizan en zonas que tengan presencia de lutitas, al igual que en la zona productora.

3.6 PILDORAS PESANTES.Son utilizadas para sacar tubería limpia, es decir libre de lodo de perforación, esto se logra debido a que el desplazamiento del fluido es en función del diferencial del peso del lodos, por ejemplo si se tiene un fluido de 10 Ipg, de acuerdo a operaciones de campo se bombea una píldora pesada de 12 u 11,5 Ipg.