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Ubicación: Manzana 12, Lote 18. Col: Tomás Garrido Canabal. Comalcalco, Tabasco. Tel: 01 (933) 33-4-70-50
ÍNDICE
CAPÍTULOS PÁG.
1.- MATEMÁTICAS BÁSICAS Y PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE FÍSICA 1
1.1.- Áreas. 1
1.2.- Volúmenes. 5
1.3.- Presiones. 9
2.- YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN. 12
2.1.- Clasificación de las rocas. 12
2.2.- Columna estratigráfica. 22
2.3.- Origen del petróleo. 23
2.4.- Características de un yacimiento. 25
2.5.- Conceptos de presiones. 31
2.6.- Gradientes de presión. 33
2.7.- Presiones normales, anormales y subnormales. 33
2.8.- Presión reducida de bombeo. 35
3. INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS 36
3.1.- Tipos y características de los equipos de PEMEX. 36
3.2.- Partes principales de un mástil. 37
3.3.- Medidas e interpretación del diagrama de instalación de un equipo. 38
3.4.- Medidas de seguridad en la instalación y el desmantelamiento de un equipo. 42
3.5.- Secuencia sistemática de la instalación y desmantelamiento de un equipo. 45
3.6.- Tipo y manejo de las herramientas de mano. 48
4.- HERRAMIENTAS Y EQUIPOS EN EL PISO DE TRABAJO. 58
4.1.- Características y manejo de las llaves de fuerza manuales e hidráulicas. 58
4.2.- Tipos y manejos de las cuñas manuales y automáticas. 65
4.3.- Uso y manejo de las llaves de Seguridad. 72
4.4.- Cuñas y llaves para las tuberías de revestimiento. 76
4.5.- Medidas de Seguridad en el piso de trabajo. 77
4.6.- Clasificación de las grasas para tuberías. 79
5.- SISTEMA DE IZAJES DE CARGAS. 81
5.1.- Características, manejo y cuidado del cable de perforación. 81
5.2.- Características y mantenimiento de la corona y polea viajera. 92
5.3.- Características del malacate neumático (ronco), principal y de sondeo. 95
5.4.- Anclas e indicadores de peso. 97
5.5.- Tipos de elevadores. 99
5.6.- Secuencia de actividades para guarnir, deslizar y cortar cables. 100
6.- SISTEMAS DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL. 102
6.1.- Tipos, operación y arreglo de los preventores. 102
6.2.- Partes y operación de la unidad acumuladora para operar los preventores. 108
6.3.- Medidas de seguridad en la instalación y desmantelamiento de los preventores. 114
7.- SARTA DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN. 118
7.1.- Características y manejo de la tubería de perforación y producción (grados,
roscas, etc.). 118
7.2.- Característica y manejo de la tubería pesada (H.W.) y lastrabarrenas. 128
7.3.- Medidas de seguridad en el manejo de las herramientas tubulares. 135
7.4.- Tipos de barrenas, molinos, martillos y juntas de seguridad. 137
8.- FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN. 156
8.1.- Circuito del sistema de circulación. 156
8.2.- Funciones y medidas de los parámetros de los fluidos de perforación. 156
8.3.- Tipos de fluidos. 161
8.4.- Función y manejo de los materiales químicos. 163
8.5.- Tipos de eliminadores de sólidos. 168
8.6.- Separador gas lodo y Desgasificador. 169
8.7.- Fluidos para terminación de pozos. 172
8.8.- Cálculos de volúmenes en presas y en pozo. 174
9.- HIDRÁULICA BÁSICA. 176
9.1.- Partes y mantenimiento en bombas de lodo. 176
9.2.- Calculo del tiempo de atraso y de un ciclo del fluido de perforación. 180
9.3.- Concepto de velocidad anular. 183
9.4.- Bibliografía 185
PRÓLOGO
En éste planeta el elemento más importante en todo proceso productivo es el
ser humano, el cual debe ser atendido en todos sus requerimientos y expectativas,
con la finalidad de que en el desempeño de su trabajo, aporte su mejor esfuerzo,
productivo y creador.
Una perspectiva fundamental del trabajador técnico manual es el saberse apto
para desempeñar las labores de su puesto, así como del puesto inmediato superior,
lo que le dará una dimensión adecuada de su valor y trascendencia en la empresa.
Por lo tanto la inversión más productiva que puede realizar una empresa es la
capacitación y adiestramiento de su personal, adicionalmente a la aplicación
adecuada de la tecnología de punta, con la que se puede asegurar el desempeño
optimo del trabajador.
Convencidos de las premisas expuestas y con plena certificación de
resultados positivos se formó un grupo multidisciplinario por técnicos en materia en
las operaciones de perforación y mantenimiento a pozos con reconocida capacidad
los cuales comprometidos con esta premisa, portaron sus cúmulos de experiencias
para adecuar este manual técnico-práctico para su mejor comprensión y aplicación
didáctico.
INTRODUCCIÓN
El petróleo es el energético más importante en la historia de la humanidad, es
un recurso natural no renovable que aporta el mayor porcentaje del total de la
energía que se consume en el mundo.
La Perforación, considerada como uno de los sistemas más complejos en la
vida del hombre, su mayor función es de extraer los hidrocarburos ubicados en los
yacimientos petrolíferos de nuestra región siendo el motor de dinamismos principal
en las industrias de la nación.
Por lo tanto, esto representa un reto día con día en el cual el personal
involucrado que labora en las actividades de perforación deberá tener los
conocimientos necesarios para interpretar los diversos principios conceptos y
procedimientos normativos existentes en el ramo, para prevenir accidentes
personales y no dañar las instalaciones, cuidando de manera inteligente no
contaminar el medio ambiente donde se desarrolla.
El “MANUAL PARA EL NIVEL I”, está estructurado de tal manera que el
personal operativo que integran las cuadrillas de Perforación y Mantenimiento a
Pozos podrán tener una herramienta de información para fortalecer sus
conocimientos técnicos y de esta manera acrecentar sus aptitudes laborables.
El presente manual consta de nueve capítulos, en el cual se encuentran todos
los componentes de un equipo de perforación y Mantenimiento a Pozos, y los
conocimientos básicos que debe de saber un ayudante de perforación piso rotaria y
changos. También se describen los sistemas de circulación y sus componentes, de
tal manera que usted podrá calcular los volúmenes de fluidos de control requeridos
por el sistema.
OBJETIVO GENERAL
En el presente manual se manifiesta como un recurso técnico-practico, en el
cual el personal en las categorías de obreros de nuevo ingreso, obreros en funciones
de ayudantes de trabajo de perforación piso rotaria, ayudantes de trabajo de
perforación.
Podrán en un corto plazo poner en práctica los conocimientos adquiridos en
ésta capacitación con la finalidad de optimizar tiempos, minimizar riesgos en las
operaciones de perforación y mantenimiento a pozos terrestres, lacustres y marinos.
Hoy en día como trabajadores petroleros se asume la responsabilidad de
cuidar el medio ambiente, para un desarrollo de productividad más competitivo y
provocar en los asentamientos humanos un confort social.
1
CAPITULO 1
1.- MATEMÁTICAS BÁSICAS Y PRINCIPIOS FUNDAMENTALES DE
FÍSICA.
1.1.- Áreas.
Concepto de Área: Es todo espacio o extensión ocupado por una figura plana
en una magnitud que recibe el nombre de ―superficie‖.
Concepto de triangulo: A las figuras de tres lados se les llama triángulos y de
acuerdo con la longitud de sus lados y tipo de lo ángulos, se dividen principalmente
en:
a).- Equilátero: Esta figura se define cuando sus tres lados son iguales, con
respecto a su longitud.
Ejemplo: b
b).- Isósceles: es el triángulo que está formado por dos caras iguales y una
desigual, con respecto a su longitud.
Ejemplo: b
h
h
2
c).- Rectángulo: Esta figura está compuesta por un ángulo recto y dos agudos
(con respecto a la abertura de sus ángulos).
Ejemplo:
La fórmula para calcular el área de un triángulo es la siguiente: =
Donde:
b = base
h = altura
Las figuras de cuatro lados reciben el nombre de cuadriláteros y entre ellos se
encuentran las siguientes:
Cuadrado:
Sus lados son iguales cada una de sus
esquinas forman ángulos de 90°, es decir, que todos
sus lados y sus ángulos son congruentes.
La fórmula para calcular su área es la siguiente:
A = l x l
Donde: A = Área
l = lado.
h
b
Base x Altura A = 2
b x h 2
l
l
3
Rectángulo: Figura geométrica formada por dos lados mayores y dos menores
que forman ángulos rectos de 90°.
La fórmula para calcular su área es la siguiente:
Donde:
b = base
h = altura
Calcular el área de un terreno aplicando las formulas de un cuadrado y de un
triangulo con las siguientes dimensiones:
b
90° h
b x h A=
2
400 m
250 m
4
Circulo
Es una superficie plana limitada por la circunferencia.
Circunferencia: Es una línea curva plana
cerrada, cuyos puntos están equidistantes (se
hallan a igual distancia) de un punto interior
llamado centro.
Diámetro: Es la recta que toca dos puntos de la circunferencia, pasando por el
centro.
Radio: Se le llama así a la recta que va del centro a cualquier punto de la
circunferencia, por lo general es igual a la mitad del diámetro.
La formula para calcular el área del círculo es:
A = π x r ²
Donde:
π= 3.1416
r ² = radio al cuadrado
El símbolo π, se pronuncia en español como ―pi‖, y representa el número de
veces que cabe el diámetro en el perímetro de la circunferencia.
Perímetro: El perímetro del círculo es igual al producto de π por el diámetro o
bien π por el doble de radio, y corresponde a la longitud de la circunferencia.
P = π x D ó P = π x 2r
Radio
Diámetro
Centro
5
Por ejemplo: una tubería de 5‖ de diámetro tiene un perímetro de 5 x π, es
decir 5 x 3.1416 que da como resultado 15.708 pulg.
Ejercicio:
1.- Mida el diámetro exterior de una tubería.
2.- Multiplique el valor medido por π (3.1416).
3.- Mida el perímetro de la misma tubería.
4.- Compare los resultados.
1.2.- Volúmenes
Es la medida del espacio que limita a un cuerpo. El volumen se mide en
unidades cúbicas m³, pies³, pulg³, etc.
Ejemplo: 1 m³ es el volumen que abarca un cubo de
1 m por lado.
1 m
1 m
1 m
6
Con el objeto de conocer cuantas veces contiene un sólido geométrico, a
continuación se dan las formulas para calcular los volúmenes de diferentes cuerpos
geométricos.
Determinar el volumen de lodo de una presa que tiene: 11.00 m de largo 2.20
m de altura y 2.10 m de ancho.
Ejemplo:
Donde: Formula:
Volumen = L x a x h = m³
L = Largo
a = Ancho Volumen = 11.00 x 2.20 x 2.10 = 50.8 m³
h = Altura
Cilindro circular recto
Formula = π x r² x L =
Donde:
π = 3.1416
r ² = Radio al cuadrado
l = Largo
0.90 m h = 1.20 m
L = 6.00 m
Tanque de diesel
a
Presa de lodo
h
L
7
Ejemplo:
Calcular el volumen de un tanque horizontal de diesel que mide 0.90 m de
radio y 6.00 m de largo.
Volumen = 3.1416 (0.90)2 x 6.00 = 15.2 m³
Formula para calcular el volumen de fluido contenido en un tanque cilíndrico
de forma horizontal a determinada altura, con la figura del ejemplo anterior calcular el
volumen de diesel con una altura de 1.20 m.
Formula:
V = 1.33 x h² x L D - 0.608
Donde:
V = Volumen de un tanque cilíndrico en m³
h = Altura del nivel del tanque, en m.
L = Largo del tanque en m.
0.608 = Factor
1.33 = Factor
Ejemplo:
Calcular el volumen del tanque que se encuentra en posición horizontal, con
los siguientes datos:
Largo = 6.00 m
Diámetro = 1.80 m
h
8
V = 10.8 m³
Altura del nivel del combustible = 1.20 m
V = 1.33 x 1.20² x 6.00 1.80 - 0.608 1.20
V = 1.33 x 1.44 x 6.00 1.5 - 0.608
V = 1.33 x 1.44 x 6.00 x 0.9444 = 10.8 m³
Cuerpo Elíptico
Formula:
V = π x a x b x L Donde:
π = 3.1416 a = semi-eje mayor b = semi-eje menor L = longitud
Ejemplo:
Determine el volumen de un
tanque con los siguientes datos.
π = 3.1416
a = 1.20 m
b = 0.80 m
l = 5.5 m
Sustituyendo:
V = 3.1416 x 1.20 x 0.80 x 5.5 =
16.58 m³
Convirtiéndolo a litros se multiplica
por 1000 (donde 1 litro = 1000ml)
16.58 x 1000 = 16,580 litros
Tanque de diesel elíptico
b
a
l
9
1.3.- Presiones.
Es la fuerza ejercida perpendicularmente a una superficie por: un fluido, el
peso o empuje de un sólido, etc.
Para conocer la presión que ejerce una fuerza sobre una superficie o área se
utiliza la siguiente formula:
Donde: Formula
P = Presión
F = Fuerza
A = Área
Por consiguiente:
Las unidades y símbolos en las que se expresa la presión son:
Sistema Métrico Decimal
Sistema INGLES
Kilogramo / centímetro cuadrado (kg / cm²) Libras / pulgadas cuadradas (lb / pg²)
Factor de conversión
kg / cm² a lb / pulg² 14.22
Factor de conversión
lb / pg² a kg / cm² 0.0703
F P = A
Fuerza Presión = Área
10
P = 0.219 Kg / cm²
Aplicaciones.
Se coloca sobre un plano horizontal un tablón que mide 10.16 cm. de espesor,
30.48 cm. de ancho y 3.66 m de largo; primero se apoya sobre la cara más grande y
después sobre un extremo.
Si la superficie en que se apoya es muy blanda, evidentemente que el primer
caso no se encajará mucho por que el peso se distribuye sobre un área muy grande.
En el segundo caso sí se hundirá más puesto que su peso se concentra sobre un
área pequeña, tal como se aprecia en las siguientes figuras.
Considere que el tablón pesa 68 Kg. en la posición 1, este descansa sobre un
área de 309.67 cm².
Formula Sustitución
= 0.219 kg / cm²
68 kg P= 309.67 cm2
F P = A
Menor Presión Mayor Presión
Posición 1 Posición 2
11
P = 0.609 Kg / cm²
En la posición 2, el tablón descansa sobre un área de 111.556 cm² ¿Qué
presión ejerce?
Formula Sustitución
¿Que presión ejerce un mástil sobre sus apoyos dos gatos de tornillo con total
de 91.20 cm² cuando su estructura pesa 5 toneladas con una carga adicional al
gancho de 30 toneladas?
Formula
Sustituyendo:
Si se requiere conocer cual es la presión ejercida en lb / pulg.² se utiliza el
factor de conversión 14.22.
383.7 kg / cm² x 14.22 = 5456 lb./pulg.² P = 5456.2 lb./pg²
Datos Área = 91.20 cm² Fuerza = 35 tons. 1 tonelada = 1,000 kg
35 tons. X 1000 35000 Kg P = = = 383.7 kg/cm² 91.20 cm² 91.20 cm² P = 383.7 Kg. / cm²
68 kg P= = 0.609 Kg/cm2 111.556 cm2
F P = A
F P = A
12
Con este ejemplo se observa que en la instalación de un mástil, es ineludible
acondicionar una base con un área lo suficientemente grande donde se colocará la
vigueta.
CAPITULO 2
2.- YACIMIENTOS Y GRADIENTES DE PRESIÓN
2.1.- Clasificación de las rocas.
La ciencia que estudia la tierra y su evolución es la Geología. La tierra está
formada por una gran variedad de materiales como aire, agua, hielo, minerales,
rocas y organismos vivos. Los movimientos relativos de estos materiales por agentes
tales como el viento, la lluvia, los ríos, las olas, crecimiento de los organismos y la
actividad volcánica, ocasionan todos los cambios en la corteza terrestre.
Estos cambios comprenden la formación de nuevas rocas a partir de otras
antiguas, estructuras nuevas en la corteza y nuevas distribuciones de mares y
continentes, montañas y llanuras. El paisaje actual es solamente la última fase de
una serie de variadísima e infinita de paisajes terrestres y marinos. Es por eso que
una roca no es sólo un conjunto de minerales, sino que es una página de la
autobiografía de la Tierra; dispuestas en orden apropiado, estas páginas engloban la
historia de la Tierra.
Se considera que la Tierra se formó junto con el sistema solar, a partir de la
condensación de polvo cósmico, hace aproximadamente cinco millones de años,
pasando por una etapa de fusión inducida por la comprensión gravitacional y el
desprendimiento de energía de elementos radioactivos. Con el transcurso del tiempo
geológico (millones de años), al irse enfriando la Tierra, se solidificó el material
fusionado (magma) dando origen a las rocas ígneas que formaron la corteza
terrestre. Simultáneamente se liberaron masas de vapor y gases que construyeron la
atmósfera, generándose lluvias torrenciales que formaron los océanos. El
13
movimiento del agua, removió partículas de roca, arrastrándolas a los lugares más
bajos. A este proceso se le llamo erosión el cual también se debe a la acción del
viento, a la formación de glaciares (hielo) y cambios de temperatura.
Finalmente, las partículas o detritos derivados de las rocas ígneas fueron
transportados y acumulados, proceso que se conoce como sedimentación. En la
siguiente figura puede observarse como ciertos bloques de rocas ígneas se han
desgastado de sus formas originales (líneas punteadas) y entre estos bloques
aparece un valle parcialmente lleno con los sedimentos resultantes.
Valle de sedimentos formada por la erosión.
La siguiente figura muestra el corte de nuestro planeta en donde se
representa el núcleo magmática, el núcleo exterior, el manto y la denominada corteza
terrestre también llamada litosfera que tiene aproximadamente 50 Km de espesor.
Pilar Tectónico Fosa de Peñascos
Pilar Tectónico
14
A continuación se anotan algunos datos numéricos de la tierra:
Diámetro Ecuatorial----------------------------------- 12,757 Km.
Diámetro Polar----------------------------------------- 12.714 Km.
Longitud del Meridiano Polar----------------------- 40,077 Km.
Superficie total------------------------------------------ 510 Millones de km²
Superficie cubierta por mares----------------------- 361 Millones de km² (70.78%)
Superficie de tierra emergida------------------------ 149 Millones de km² (29.22%)
Mayor altura conocida--------------------------------- 8,882 m. sobre el nivel del mar.
Mayor profundidad marina conocida-------------- 10,480 m. bajo el nivel del mar.
Como el libro de la tierra es inmensamente largo, se ha clasificado su
contenido, del mismo modo que un libre extenso se divide en volúmenes, secciones
y párrafos; así se dividen los intervalos correspondientes de tiempo, o sea:
Divisiones de un libro:
Intervalos de tiempo:
Volumen Capitulo Sección Párrafo
Era Periodo Época Edad
Corte transversal de la tierra
15
Las referencias que hicimos anteriormente de las rocas, son suficientes para
mostrar que pueden dividirse en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen:
a).- Rocas Ígneas
b).- Rocas sedimentarias
c).- Rocas metamórficas
La siguiente figura muestra el ciclo evolutivo de las rocas.
a).- Rocas Ígneas.-ya se
anotó que por el enfriamiento de la
Tierra, la materia en estado de
fusión dio origen a las rocas
ígneas.
Las erupciones volcánicas
proporcionan una prueba
espectacular de que el interior de la
Tierra se encuentra todavía
caliente;
básicamente un volcán es una grieta o apertura por la cual el magma
procedente de las profundidades es lanzado a la superficie baja la forma de corriente
de lava, nubes explosivas de gases y cenizas volcánicas, dando lugar a nuestras
rocas ígneas al enfriarse.
b).- Rocas sedimentarias.- Como producto de los procesos erosivos y por la
acción de agentes de transporte como vientos, ríos y mares, así como la propia
Rocas Sedimentarias
Sedimientos
Rocas Ígneas Rocas
Metamórficas
Magma
ER
OS
IÓN
CA
LO
R
CALOR
CEMENTACIÓN
Erosión
Erosión
Presión
ENFR
IAM
ENTO
16
acción de la vía generadora de sedimentos orgánicos, se dio origen a las rocas
sedimentarias.
Para la industria del petróleo estas rocas son las más importantes, ya que en
ellas ocurre el origen, migración y acumulación de depósitos de hidrocarburos. Estas
rocas se clasifican a su vez en:
Clásticas.
Químicas.
Orgánicas.
Las rocas sedimentarias clásticas son aquéllas formadas a partir de
fragmentos o material clástico, compuesto por partículas de minerales o de otras
rocas que ya existían previamente.
Las rocas sedimentarias químicas son las que se forman por la precipitación,
evaporación de aguas salubres y reacciones químicas de sales disueltas.
Las rocas sedimentarias orgánicas son la que se forman por desechos
orgánicos de plantas y animales.
Rocas sedimentarias
CLÁSTICAS QUÍMICAS ORGÁNICAS
Conglomerados
Areniscas Limonitas Esquistos
Calizas Dolomitas Arena Yeso Sal o anhidrita
Turba Carbón Distomita Calizas
17
Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son:
Porosidad
Permeabilidad
Porosidad.- Los espacios entre las partículas de una roca se denominan
poros, estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite o gas, tal
y como se observa en una esponja la cual puede contener líquidos o permanecer
vacía sin variar su volumen total.
Porosidad de las rocas
En algunas rocas estos espacios pueden o no estar comunicados, lo cual es
muy importante, ya que de estos depende que pueda existir flujo a través de la roca.
El volumen de poros entre el volumen total de la roca nos da una medida
porcentual de la porosidad.
Así por ejemplo, si tenemos una roca con un volumen de 10cm³, con un
volumen poroso de 2cm³ el valor de su porosidad (ø) sería:
2 cm³
Poros Granos Poros Granos
18
Ø= = 0.2 = 20% de porosidad 10 cm³
Los valores de porosidad varían según el tipo y las características de las rocas
en porcentajes de 5 a 25%.
Estas mediciones se hacen a partir de núcleos en laboratorios o
indirectamente por medio de análisis de registros de pozos.
Porosidad y permeabilidades características de rocas en yacimientos comerciales
Porosidad primaria es aquella que se refiere a los espacios resultantes en la
roca después de su proceso de sedimentación.
Porosidad secundaria es aquella resultante de las fracturas, cavernas y otras
discontinuidades en la matriz rocosa.
<
ø Pobre
Buena
Alta
20%
20%
30%
k
10 md
100 md
1000 md
Pobre
Buena
Alta
k
.01 %
.1 %
1%
Pobre
Buena
Alta
<
ø Pobre
Buena
Alta
4%
4%
8%
<
>
<
ø Pobre
Buena
Alta
20%
20%
30%
k
10 md
100 md
1000 md
Pobre
Buena
Alta
k
.01 %
.1 %
1%
Pobre
Buena
Alta
<
ø Pobre
Buena
Alta
4%
4%
8%
<
>
ROCA CONVENCIONAL ROCA FRACTURADA MODELO DE FRACTURAS
19
Permeabilidad.- La permeabilidad de una roca es la medida de su capacidad
específica para que exista flujo a través de ella.
En la Industria petrolera la unidad que se usa para medir la permeabilidad es
el Darcy. Se dice que una roca tiene permeabilidad Darcy, si un gradiente de presión
de 1atm/cm3 induce un gasto de 1cm³/seg por cm² de área transversal, con un líquido
de viscosidad igual a 1 Centipiose (cp). Para fines prácticos se utiliza el milidarcy
(md) que es la milésima parte de 1 Darcy.
Formula:
Definición de Darcy
c).- Rocas metamórficas.- Cuando las rocas de la corteza terrestre se
encuentran bajo la influencia de presión por columnas de sedimentos, tracción por
movimientos telúricos; elevadas temperaturas por actividad ígnea; reaccionan con
cambios en la estructura y composición mineral, con lo cual llegan a transformarse
en nuevos tipos de rocas que se les llama metamórficas.
Como se aprecia en el ciclo de las rocas, éstas pueden fundirse y volverse
magma convirtiéndose al enfriarse en rocas ígneas, o pueden sufrir el proceso
erosivo que las convierte en sedimentos.
20
Composición de las Rocas
Expresada en Óxidos:
La clave del pasado.
Las rocas son también páginas del libro de la Historia de la Tierra; uno de los
objetivos principales de la geología es descifrar estas páginas y colocarlas en el
SÍMBOLO NOMBRE PORCENTAJE %
O Oxigeno 46.71
Si Silicio 27.69
Al Aluminio 8.07
Fe Hierro 5.05
Ca Calcio 3.65
Na Sodio 2.75
K Potasio 2.58
Mg Magnesio 2.08
Ti Titanio 0.62
H Hidrógeno 0.14
TOTAL 99.34%
SÍMBOLO NOMBRE PORCENTAJE %
SiO2 Sílice 59.07
Al2O3 Alúmina 15.22
Fe2O3/FeO Oxidos de Hierro 6.81
CaO Cal 5.10
Na2O Sosa 3.71
K2O Potasa 3.11
MgO Magnesia 3.45
TiO2 Oxido de Titanio 1.03
H2O Agua 1.30
TOTAL 98.80 %
21
orden histórico apropiado, haciendo válida la frase de que “el presente es la clave
del pasado”.
Por ejemplo: la presencia de corales fósiles en una caliza o conchas de
animales marinos, indica que tal caliza fue depositada en el fondo del mar y que lo
que ahora es tierra, estuvo sumergido en el mar; la presencia de salinas señalan la
primitiva existencia de mares continentales que se evaporaron por el calor solar.
Las rocas estratificadas se acumularon capa sobre capa a través del tiempo,
es evidente que los estratos inferiores serán los más antiguos y los superiores los
más jóvenes.
En realidad cada estrato contiene fósiles que vivieron en determinado intervalo
de tiempo, por ellos es posible conocer la edad de las rocas.
22
ERAS PERIODOS ESPESOR MÁXIMO DE ESTRATOS EN MTS.
DURACIÓN APROXIMADA EN
AÑOS
VIDA CARACTERÍSTICA
CENOZOICA
CUATERNARIO
-Actual
-Pleistoceno
TERCIARIO
-Plioceno
-Mioceno
-Oligoceno
-Eoceno
1,220
4,000
6,400
4,570
4,270
25,000
1,000,000
15,000,000
35,000,000
50,000,000
70,000,000
Hombre Moderno
Hombre de la Edad Piedra
Mamíferos y plantas con flores
MESOZOICA
-Cretácico
-Jurásico
-Triásico
19,500
6,100
7,620
120,000,000
150,000,000
190,000,000
Reptiles
PALEOZOICA
-Pérmico
-Carbonífero
-Devónico
-Silúrico
-Ordivícico
-Cámbrico
4,000
12,190
11,280
4,570
12,190
12,190
220,000,000
280,000,000
320,000,000
350,000,000
400,000,000
500,000,000
Anfibios y plantas primitivas
Invertebrados y fósiles abundantes
PRECÁMBRICA
-Proterozoico
-Arqueozoico
-Eozoico
Desconocidos en detalle
pero inmensamente
grandes
1750,000,000
Restos escasos de esponjas y algas Sin
evidencia fósil de vida
ORIGEN DE LA
TIERRA
Por lo menos
5,000,000,000
2.2.- Columna estratigráfica
23
2.3.- Origen del petróleo
Origen.- Petróleo (del latín petra = roca y oleum = aceite) es el termino general
con el que se designan todos los hidrocarburos naturales, ya sean sólidos o
gaseosos que se encuentran en las rocas. El petróleo se compone de una mezcla de
hidrocarburos (compuestos de Carbón e Hidrógeno) diferentes, por lo general
acompañados de pequeñas cantidades de compuestos de Nitrógeno, Azufre y
Oxígeno.
Siendo fluidos, el aceite y el gas se comportan muy análogamente a las aguas
subterráneas; ocupan los intersticios o espacios porosos de rocas tales como arenas,
areniscas y calizas cavernosas o fisuradas, en aquellos lugares en que estas rocas
almacén están convenientemente encuadradas por rocas impermeables, de modo
que el aceite quede encerrado entre ellas. Las acumulaciones en escala suficiente
para compensar los gastos de explotación, se denominan yacimientos de gas y
aceite.
El petróleo no conserva evidencia visible de su origen; básicamente se
manejan dos teorías: la inorgánica y la orgánica.
La teoría inorgánica sostiene que el aceite se formó por procesos volcánicos y
químicos en la profundidad de la corteza terrestre, desplazándose, posteriormente, a
través de las rocas porosas hasta acumularse en trampas naturales.
La teoría Orgánica es la más aceptada por los científicos, ésta afirma que el
Carbón e Hidrógeno que forman el petróleo, provienen de restos de plantas y
animales acumulados a través del tiempo geológico. A medida que se acomodaron
los sedimentos, la acción de las bacterias junto con las condiciones de presión y
temperatura dieron lugar a la formación de hidrocarburos
24
Migración de Hidrocarburos
Migración.- Por migración se entiende el movimiento de líquidos y gases del
área donde se formaron (roca madre) y que van hacia la roca donde se puedan
acumular (roca almacén). La migración es un proceso continuo, una vez que los
hidrocarburos son generados y expulsados de su lugar de origen, sin tomar en
cuenta si se mueven a través de rocas porosas o por un sistema de fracturas. Los
esquemas sucesivos de la figura anterior muestran el movimiento de ellos.
En la etapa 1 se ilustra la estratificación del gas, aceite y agua arriba del punto
de rebose de la trampa.
En la etapa 2 se muestra como los hidrocarburos llenan la trampa hasta el
punto de rebose, causando que el aceite migre hacia arriba.
La etapa 3 señala como la trampa está llena de gas, éste se mueve debajo
entrando en la trampa, pero un volumen igual se rebasa al mismo tiempo y el aceite
se ha desviado completamente de la trampa.
GAS
PUNTO DE REBOSE ETAP A 3
AGUA
PUNTO DE REBOSE ETAPA 1
GAS
AGUA PUNTO DE REBOSE
ETAPA 2
GAS
ACEITE
ACEITE
25
De la interpretación anterior se deduce que deberá existir una barrera
necesaria para impedir una migración, con objeto de tener una acumulación de
hidrocarburos.
En algunos casos el peso de las
rocas y en otros la presión hidrostática
ejercida sobre los hidrocarburos, darán la
fuerza necesaria para expulsarlos a través
de las capas más porosas o fracturadas
hacia regiones de más baja presión.
2.4.- Características de un yacimiento
Las rocas de depósito son rocas
porosas capaces de almacenar gas,
aceite y agua.
Para que una explosión sea
comercial debe tener suficiente espesor y
espacio poroso, con el fin de que
produzca los fluidos contenidos en una
relación satisfactoria cuando se penetra al
depósito a través de uno o varios pozos.
Las areniscas y las calizas son las rocas de acumulaciones más comunes.
Aquí podemos observar como los tres fluidos del depósito, que son el gas, el aceite y
el agua, por tener diferentes densidades ocupan determinados espacios en la
trampa.
De esta forma los hidrocarburos migran hacia arriba a través de las rocas y a
lo largo de muchos kilómetros; inevitablemente existirá una fuerza que los impulse, y
en este caso es al agua salada quien la esta ejerciendo.
Efecto del peso de las rocas
Almacenamiento de hidrocarburos en arenas o
areniscas
Gas
Aceite
Agua Salada
Aceite
Aceite Agua
Salada
Agua Salada Aceite
Agua Salada
SÍMBOLOS DE LAS ROCAS Aceite
Agua Salada CALIZA ACEITE AGUA
SALADA
ARENISCA ACEITE AGUA
SALADA
LUTITA ACEITE AGUA
SALADA
26
A continuación se dan las características de las rocas:
La caliza es un tipo de roca sedimentaria, rica en carbonato de calcio, que la
mayoría de las veces sirve como roca almacenada para el petróleo
La lutita es una roca formada por partículas finísimas de arcilla muy
compactas entre sí. Los poros entre ellos son muy pequeños para que los
hidrocarburos puedan fluir a través de los mismos.
La arenisca es una roca sedimentaria formada por granos de arena separados
por la disgregación de las rocas preexistentes. Tienen muchos poros entre sí y
normalmente con buena porosidad.
La porosidad es afectada adversamente por la compactación y cementación
de los sedimentos. En las areniscas la porosidad se debe a la mezcla de distintos
tamaños de granos y a la forma de empacarse. A continuación se muestran dos
formas de empacamiento de granos esféricos.
En la figura del lado izquierdo los granos están arriba unos de otros, mientras
que en la del lado derecho cada grano se apoya en dos granos inferiores. Además
aquí podemos observar que la del lado izquierdo tiene poros más grandes. La
compactación por sobre peso de las rocas aplastará a los granos de arena, dando
como resultado una menor porosidad. En los carbonatos (calizas), la porosidad y la
permeabilidad están relacionadas con la sedimentación y con los cambios que han
tenido lugar después de la acumulación.
Empacamiento de granos de arenisca
27
La porosidad de una roca puede cambiar por procesos posteriores, por lo que
las rocas pueden romperse y ser fracturadas por el asentamiento o movimiento de la
corteza terrestre. Las fracturas y las juntas pueden aumentar la porosidad de una
caliza. El agua disuelve a la caliza cuando no está saturada con minerales disueltos,
fluyendo a través de la formación provocando que las fracturas y las juntas se hagan
más grandes.
Bloque de caliza mostrando las juntas y fracturas
Las corrientes subterráneas que circula a través de los poros de una caliza
pueden aumentar mucho el tamaño de éstos al disolverse la roca. Estas corrientes
aumentarán las fracturas, las juntas y los poros. Con referencia a la primera tabla de
clasificación de las rocas sedimentarias, descrita anteriormente, existe un proceso
llamado DOLOMITIZACION que se presenta cuando la caliza cambia a DOLOMITA.
Esta roca surge del proceso químico que sufre la caliza por el intercambio de sus
partes de calcio por magnesio.
Así observamos que ciertas partículas de DOLOMITA reemplazan a las de
caliza, produciendo espacios vacíos debido a que la partícula de DOLOMITA ocupa
menos espacio que la de caliza. Cuando muchas partículas de caliza son
reemplazadas por partículas de DOLOMITA, se forman demasiados poros o
espacios entre las partículas, resultando con esto un aumento en la porosidad, por lo
que con la disolución, el fracturamiento y la DOLOMITIZACION de las rocas, la
porosidad resulta mayor que la original.
Fracturas
Caliza
Juntas
28
Esta porosidad original también puede disminuir cuando el agua esta saturada
con minerales disueltos, depositándolos cuando fluye por los poros de la roca.
Algunos yacimientos que originalmente tienen buena porosidad pueden llegar
a obstruirse con residuos precipitados o depositaciones, que llenarán los poros
disminuyendo la producción. También si una roca tiene pocas aberturas o poros,
éstos no estarán comunicados, por lo que tendrán poca permeabilidad
La acumulación de hidrocarburos debe tener en su parte superior e inferior
una capa de material impermeable que impida la migración del aceite hacia otras
capas superiores. Los factores que afectan la porosidad, también afectan la
permeabilidad, sin la cual los hidrocarburos no pueden fluir, migrar o moverse a
través de las rocas. Ejemplo de esta son las lutitas, que a pesar de tener muchos
poros; tienen poca permeabilidad por lo que estas formaciones no tiene porosidad.
Estructuras geológicas
Las principales estructuras
capaces de contener hidrocarburos se
clasifican en:
Anticlinal.- En esta estructura,
también llamada domo, la acumulación
de aceite y gas es sustentado por agua
en una trampa, teniendo de apoyo dos
formaciones impermeables.
Formación impermeable
Agua
Aceite
Formación impermeable
Gas
Estructura anticlinal
Poros incomunicados
29
Los relieves de este tipo varían entre ciento y miles de metros. Muchos de
ellos están acallados y el patrón puede ser sencillo o en extremo complejo. Algunos
depósitos de petróleo se localizan en este tipo de estructuras.
Trampas por fallas.- Fallas
normales o de gravedad controlan la
producción en gran número de
yacimientos. Ocurren en donde los
efectos de esfuerzos tensionales son
dominantes.
Invariablemente los pozos que pasan por una falla normal perforan una
sección sedimentaria anormalmente corta.
Las fallas suelen dividir un yacimiento de depósitos separados o bloques de
falla.
Estas pueden ser paralelas, como
muestra la figura siguiente, y cruzadas
para formar trampas. También se
desarrollan en grandes pliegues y pueden
formar depósitos separados en
estructuras mayores.
Las fallas inversas ocurren
ordinariamente en zonas que han sufrido
compresión. Los pozos que pasan por
estas fallas normalmente repiten la sección,
pasando de capas antiguas por encima de
la falla a capas más jóvenes por debajo de la misma.
Falla Normal
Bloque
hundido
Bloque
levantado
Fallas paralelas
Fallas Inversa
30
Este tipo de fallas sucede en flancos de montañas levantadas en donde la
compresión horizontal influye principalmente en la formación de estructuras
regionales.
Estratigráfica.- Se le llama así a la
estructura o trampa que tiene un
acuñamiento de una arena productiva
atrapada por capas impermeables. Estas
discordancias o periodos de erosión
seguidos de acumulación llegan a formar
Trampas ricas en hidrocarburos. Aunque
la figura muestra una arenisca truncada,
las discordancias pueden atrapar petróleo
en calizas o en dolomitas.
a).- De cuña.- Se forman cuando una arenisca porosa gradualmente se
convierte en lutita o en caliza compacta. Estos adelgazamientos pueden ser vestigios
de antiguos bancos y extenderse en muchos kilómetros a lo largo de una faja
angosta, en el límite de buzamiento, arriba de la arenisca.
Aunque son cuñas estratigráficas pueden tener pliegues y fallas influyentes en
el control de la producción.
Existen otras como la de la cuña
de transplante, originada en antiguos
litorales, donde la arenas mas recientes
se extienden buzamiento arriba y cada
arena es un yacimiento aparte,
desarrollándose en varios rumbos,
Trampa de Cuña
Falla estratigráfica
31
Pudiéndose extender con la producción confinada a trampas o altos
regionales.
b).- De cuña por cambio de porosidad-
permeabilidad.- Esta cuña estratigráfica
ocurre donde una roca porosa y
permeable cambia gradualmente en
impermeable. Frecuentemente una
dolomita no porosa se convierte en
buzamiento arriba en caliza no porosa
para formar la trampa.
Estructuras salinas.- Están presentes a lo
largo de la costa del Golfo. El grupo o tapón
salino ha salido por entre sedimentos
superadyacentes. La producción ocurre en
muchas trampas diferentes donde suele
haber fallas complejas. La sal puede estar
cubierta por roca caliza, yeso, azufre o
anhidrita, y esta capa de roca puede ser
productiva.
Un campo de domo presenta gran variedad de trampas. En muchos de los
casos la sal o roca tapa, cuelga o sobresale por los sedimentos invadidos. Las fallas
complejas son típicas de domos salinos y atrapan el petróleo.
2.5.- Conceptos de presiones.
Presión hidrostática (Ph)
Trampa por cambio de porosidad
Gas
Aceite
Agua salada
Domo Salino
32
Es la presión ejercida por una columna de fluido, debido a su densidad y altura
vertical, y se expresa en kg/cm² o lb/pg².
Siendo su formula en el sistema métrico decimal (SMD)
Densidad del fluido (gr/cm3) x Profundidad (m) D x P Ph = Ph = 10 10
Sistema Internacional
Ph = Densidad (lb/gal) x profundidad (pies) x 0.052 = lb./pulg.²
Para el caso de pozos direccionales, utilizar la profundidad verdadera (PVV) y no la
desarrollada (PD)
Ejemplo:
¿Cual será el Ph de un pozo con una PD de 3,933 m y una PVV de 3,202 m,
con un lodo de 1.23 gr/cm³?
D x P 1.23 x 3,202 Ph = = ; Ph = 393.8 Kg/cm² 10 10
Presión de formación (PF)
Es la presión de los fluidos contenidos dentro de los espacios porosos de una
roca, también se la llama presión de poro. La severidad de un brote depende de
varios factores, uno de los más importantes es la permeabilidad de la roca.
Una roca con alta permeabilidad y porosidad, tendrá más posibilidad de
provocar un brote que una roca con baja permeabilidad y porosidad. Las presiones
de formación se clasifican en:
33
Normales
Subnormales
Anormales
2.6.- Gradientes de presión.
Presión de sobrecarga (PSC)
Es el peso de los materiales que se ejerce en un punto determinado en la
profundidad de la tierra.
La formula para conocer la PSC es:
Peso del mineral + Peso del Agua PSC = Área que lo soporta
En donde los valores empleados son el promedio de la densidad del agua
contenida en los poros y el promedio de la densidad de los granos minerales. Esta
presión se debe al peso de las rocas junto con los fluidos que contienen. Para la
costa del Golfo de México, se tiene un gradiente de sobrecarga de 0.231kg/cm²/m.
Sin embargo, para casos particulares es conveniente su determinación, ya que con
frecuencia ocurren variaciones considerables. Las rocas dentro del subsuelo
promedian de 2.16 a 2.64gr/cm³ (18 a 22lb/gal)
2.7.- Presiones normales, anormales y subnormales
Formaciones con presión normal
Son aquellas que se pueden controlar con densidades del agua salada, las
densidades del fluido requerido para controlar estas presiones es el equivalente a un
gradiente de 0.100 a 0.107kg/cm²/m².
34
Para conocer la ―normalidad‖ o ―anormalidad‖ de las presiones en cierta área;
se deberá establecer el gradiente del agua congénita en las formaciones de esa
región, conforme el contenido de sales disueltas. Para la costa del Golfo de México
se tiene un gradiente de 0.107kg/cm²/cm (100,000 ppm de cloruros).
Formaciones con presión anormal
Son aquellas en que la presión de formación es mayor a la que se considera
como presión normal. Las densidades de fluidos requeridos para controlar estas
presiones equivalen a gradientes hasta de 0.224kg/cm²/m.
Estas presiones se generan usualmente por la comprensión que sufren los
fluidos de la formación debido al peso de los estratos superiores.
Las formaciones que tienen altas presiones se consideran selladas, de tal
forma que los fluidos que las contienen no pueden escapar, soportando esta parte de
la presión de sobrecarga.
Los métodos cuantitativos usados para determinar zonas de alta presión son:
Datos de sismología
Parámetros de penetración
Registros eléctricos
Formaciones con presión subnormal
Son aquellas que se pueden controlar con una densidad menor que la del
agua dulce, equivalente a un gradiente menor de 0.100kg/cm²/m. Una posible
explicación de la existencia de tales presiones en las formaciones, es considerar que
el gas y otros fluidos han escapado por fallas u otra vía del yacimiento, causando su
depresionamiento.
35
2.8.- Presión reducida de bombeo.
Gastos y presión reducida de circulación
El gasto reducido de circulación (QR) se determina disminuyendo la presión
en el sistema de circulación a cualquier gasto menor del gasto del trabajo. Esto es,
que no necesariamente tiene que ser el 50% del gasto normal de trabajo. Esto
dependerá de las condiciones reales que se tengan en el pozo, así como el equipo
de bombeo. Al tener este gasto estabilizado se debe leer la presión de bombeo en la
tubería de perforación, esta presión superficial será la presión reducida de circulación
(PR) y representa las caídas de presión por fricción en el sistema a determinado
gasto (QR) el gasto de la bomba durante el control de un brote se reduce por las
siguientes razones:
1.- Disminuyendo la presión de circulación requerida durante el control
2.- Disminuyendo la posibilidad de falla del equipo de bombeo por fatiga
3.- Permite adicionar barita durante la operación de control
4.- Se dispone de más tiempo para analizar los problemas que se suscitan
5.- Permite que el rango de trabajo del estrangulador variable sea el adecuado
6.- Reduce las caídas de presión por fricción en el sistema durante el control
El gasto y la presión reducida de circulación se deban actualizar cuando se
realice un cambio de geometría en la sarta de perforación, cuando cambien las
propiedades del lodo o cada vez que se incremente la profundidad en 150m. Cuando
no se cuenta con dicha información, es posible calcular la presión reducida de
circulación a un gasto dado con las fórmulas de caídas de presión por fricción en el
sistema, y algunas consideraciones prácticas.
36
CAPITULO 3
3.- INSTALACIÓN Y DESMANTELAMIENTO DE EQUIPOS
3.1.- Tipos y características de los componentes de los equipos de PEMEX.
Los equipos de perforación y mantenimiento de pozos, se clasifican por la
cantidad de partes que lo componen, su capacidad en potencia, caballo de potencia
(H.P.), número de viajes y de días calendario requeridos para su movimiento, en este
manual se clasifican de la siguiente manera ejemplificada:
“Datos tomados como ejemplos de las estadísticas de PEP en experiencias de
movimientos de equipos en la división sur”.
Tipo ―A‖ Equipos de perforación de pozos con capacidad de 2,000 a 3,000 H.P.,
62 viajes y 15 días calendario para el movimiento a una distancia de 80
Km.
Tipo ―B‖ Equipos de mantenimiento de pozos con capacidad de 725 a 1,000
H.P., 34 viajes y 7 días calendario para el movimiento a una distancia
de 60 Km.
Tipo ―C‖ Equipos de mantenimiento de pozos con capacidad de 600 H.P., 27
viajes y 6 días calendario para el movimiento a una distancia de 60 Km.
TIPO EQUIPOS VIAJES DÍAS CALENDARIO
―A‖
206, 306, 313 329, 330, 331,
333, 335, 336, 337, 338, 339,
341, 342, 2005, 4016, o similar.
62 15
―B-6‖ 2202,5595, 5626, 5627, 5641,
5642, 5645, 5648, 5651 o similar 27 6
―B-7‖ 9101, 9102, 9104, 9105, 9107,
9108, 9109, o similar 34 7
37
3.2.- Partes principales de un mástil.
NAVES Y SUBESTRUCTURA
CORONA
CHANGUERO
MÁSTIL
SUBESTRUCTURA
38
3.3.- Medidas e interpretación del diagrama de instalación de un equipo.
TIPO ―A‖ CONTINENTAL EMSCO
1.-DE NAVE A NAVE 6.12 m 9.- MÁQ. 2 A MÁQ. 1 11.0 m 17.- ANCHO DE COMPRESORES. 2.38m x 6.70 m
2.- DE CENTRO AL FRENTE 8.70 m 10.- MAQ. 1 A TANQ. DE DIESEL 1.50 m 18.- MAQUINAS. 5 PIZARRAS DE MADERA
3.- DE CENTRO PARA ATRÁS 9.08 m 11.- TANQ. A TANQ. DE DIESEL .50 m 19.- RADIADORES 6 TABLONES
4.- ANCHO DE NAVE 2.25 m 12.- MAQ. 3 A CONTROLES 2.50 m 20 CONTROLES 6 TABLONES
5.- CENTRO A PRESA ASENTA. 12.0 m 13.- CONTROL A COMPRESORES 2.0 m 21.- COMPRESORES 4 TABLONES
6.- PRESA A BOMBA 4.45 m 14.- COMPRESORES A TANQ. DE AGUA 1.0 m 22.- BOMBAS DE LODOS 1 PIZARRAS DE MADERA Y 2 TABLONES
7.- CENTRO A MAQ. 33.0 m 15.-ANCHO DE MAQ. 1.83 m x 7.60 m 23.- LAS NAVES 2 PIZARRAS DE MET. C/U
8.- MAQ. 3 A MAQ. 2 1.0 m 16.- ANCHO DE CONTROL 2.74 m x 11.20 m
27 1
Mástil
Cargadores
Bomba Koomey
Cargadores
Caseta de Herramientas
.
Caseta de Mantto. Tanque
Diesel.
Tanque Diesel.
Agua tratada
M.M.D. 1
M.M.D. 2
M.M.D. 1
M.M.D. 3
Tanque Agua
Tanque de Lodo Rampa de Mat. Químico
Presa de Mezclado
Presa de Succión Bomba Centrifuga
Silos
Contenedor de corte
Presa de Asentamiento Cargadores
Eliminador de Sólidos
Nave
Nave
Muelle Muelle
M a
l a c a t e
Bom b a
Bom b a Manifold
Compresores
Fire Box
R
adia
dore
s
C
aset
a de
Con
trol
39
Plano de instalación del equipo de perforación tipo “A” IDECO CM
DE NAVE A NAVE 7.09 m DE MAQUINA 2 A MAQUINA 2 0.95 m DE MAQUINAS A P.C.R. 2.6 m
ANCHO DE NAVE 2.64 m ANCHO DE MAQUINAS 1.83 m ANCHO P.C.R. 2.75 m
DE CENTRO DE POZO AL FRENTE 9.90 m LARGO DE MAQUINAS 7.6 m LARGO P.C.R. 10.4 m
DE CENTRO DE POZO A PRESA TRASERA 10.70 m DE MAQUINA 2 A MAQUINA 1 0.95 m DE MAQUINA 2 A COMPRESORES 2.2 m
DE CENTRO DE POZO A PRESA 11.70 m DE MAQUINA 1 A TANQUE DIESEL 2.6 m
DE PRESA DE SUCCIÓN A BOMBAS 4.60 m ANCHO DE TANQUE DIESEL 2.44 m
DE LÍNEAS 24.65 m DE T. DIESEL 1 A T. DIESEL 2 0.6 m
DE CENTRO DE POZO A LÍNEA DE MAQUINA
33.00 m DE MAQUINAS A RADIADORES 0.5 m
Bomba 2 Bomba 1
Bomba Koomey Caseta de Htas. Caseta de Mantto. Tanq. Diesel
Tanq. Diesel
Presa de Succión
Presa de Mezcladores
Rampa de material Químico
Rampa de material Químico
Silos
Bomba Centrifuga
Manifoold
Muelle Muelle
Presa de Asentamiento
Contenedores
Agua Tratada
M.M.D. 1
M.M.D. 2
M.M.D. 3
Caseta de Comp.
Agua Tratada
40
Instalación EQ. 9110 “SKY-TOP”
Plano de instalación del equipo de Mantenimiento a Pozos tipo “B-7”
NOTA:
LARGO DE PIZARRA 4.90 m
ANCHO DE PIZARRA 1.62 m
LARGO DE LA SUBESTRUCTURA 13.72 m
Presa de Succión Presa Auxiliar
Bomba de Lodo
Cable de Operación.
Charola # 1 Charola # 2
Planta de Luz
Tornillería T. mecánico Comedor
Bomba Camerón
Caseta de Mat. Químico Bomba Centrifuga
Presa de Asentamiento
Muelle de T.P.
Charolas
Charolas y Comedor
Huacal
5.80 m
13.0 m
9.70 m
1.20 m
1.45 m
1.50 m
#
#
9.70 m
3.90 m
6.0 m
1.50 m 1.30 m
8.70 m
5.75 m
1.56 m
1.10 m
1.97 m
8.80 m
Charola # 5.
41
Plano de instalación del equipo de mantenimiento a pozos tipo “b-6”
Centrifuga y Caseta de Mat. Químico
Presa de Sedimientos Presa de Succión
Bomba de Lodos
11.80 m
10.00 m
11.65 m
11.50 m 20.20 m
.80 m
2.00 m
12.35 m
6.80 m 1.50 m
10.20 m 11.60 m
2.85m
6.35m
30.40 m
1.65 m
5 7 5 7
5 7
Perrera Planta de Luz
Bomba Koomey
1.75m
Muelle de Tubería
Ensamble de
estrangulación
INSTALACIÓN EQ. 5599
NOTA:
DISTANCIA DEL CENTRO DEL POZO AL PATÍN 1.75 m
DISTANCIA DEL CENTRO DEL POZO A LA VIGUETA ESTABILIZADORA 1.34 m
42
3.4.- Medidas de seguridad en la instalación y el desmantelamiento de un equipo
1.- El personal involucrado en las tareas de perforación y mantenimiento de pozos
deben portar el equipo de protección personal completo específico para cada
trabajo que la empresa Petróleos Mexicanos les proporciona.
2.- Antes de iniciar cualquier tipo de trabajo se deben dar pláticas de seguridad o
de la operación a realizar para Concientizar al personal de los riesgos que
puede provocar una tarea mal hechas.
3.- El Técnico y el Perforador deben vigilar que todos los trabajadores porten
correctamente el equipo de protección personal que la empresa les
proporciona.
4.- No deben de estar más de una persona haciendo señales durante las
maniobras, la persona seleccionada debe tener amplia experiencia.
5.- Los cables de acero que se utilizaran para la maniobras, deben inspeccionarse
antes de ser utilizados y tener una resistencia mínima de 5 veces mayor al peso
de la carga a levantar.
6.- Todo cable en malas condiciones no debe ser utilizado.
7.- El personal no debe viajar junto con las cargas, ni caminar o pararse debajo de
estas cuando se encuentran suspendidas para no exponer en riesgo su
integridad física.
8.- El personal que trabaje en altura mayor de 1.80m. Debe usar sin excusa el
equipo de seguridad (Arnés) apropiados para estos tipos de trabajos y evitar
actos inseguros que puedan provocar un accidente.
9.- Cuando se esté levantando el mástil, el personal debe retirarse del área y
trayectoria del mismo por cualquier objeto que pudiera caerse en el izaje y
causarle un accidente.
10.- En el mismo izaje del mástil, no se deben hacer maniobras con unidades
motrices debajo de este, o dentro del radio de acción del mismo para evitar
accidentes por caídas de objetos o posible caída drástica del mástil.
43
11.- Todo acto o condición insegura debe ser corregido de inmediato ya que esto es
sinónimo de accidentes.
12.- No debe permitirse que las grúas trabajen:
Si se observan en malas condiciones
Si los operadores carecen de experiencia, sus cables o estrobos se
encuentren dañados o no sean de suficiente capacidad
Si esta mal nivelada o el operador no respeta las reglas de seguridad.
13.- Las grúas como unidades de apoyo en los trabajos de instalación de equipo
deben contar con un equipo sonoro o claxon para prevenir al personal, cuando
estas se encuentran en movimiento.
14.- Verificar antes de suspender cualquier carga las condiciones del freno y las
condiciones en general de las grúas, resistencia de sus cables y sus ganchos
de acero.
15.- Antes de levantar las cargas con la grúa esta debe anclarse y nivelarse
correctamente y tener el ángulo correcto de acuerdo a la tabla instalada en la
misma grúa por el fabricante.
16.- Verificar el correcto amarre y nivelación de las cargas, (los cables utilizados en
la carga deben tener el mismo diámetro y largo)
17.- Delimitar el área de acción de la grúas con cinta barricada para prevenir a la
persona de los posibles riegos cuando estas están en operación o realizan
maniobras.
18.- Cuándo se tenga cargas en suspenso, deben ser guiadas directamente con las
manos, para hacer esto se recomienda guiarlas amarrándoles retenidas con
elásticas para trabajar alejando de la pieza en movimiento.
19.- El operador de la grúa debe coordinar con un elemento diestro de maniobra
para recibir únicamente de este, las indicaciones pertinentes y evitar provocar
errores costosos por malas indicaciones.
20.- La visibilidad para mandar y captar las señales al realizar las maniobras deben
ser claras y precisas, si por motivos que no pueda ser así, debe poner a otra
persona con experiencia que sirva de intermediario para realizar con seguridad
este evento.
44
21.- El área en donde se realizan las maniobras debe encontrase, limpia, ordenada,
y libre de obstáculos.
22.- En trabajos de altura y en donde sea posible instalar andamio, este debe
instalarse para una mayor seguridad del personal, sin olvidar ponerse el equipo
para trabajos de altura.
23.- El técnico y el perforador tienen la obligación de vigilar que el personal a su
cargo y los de compañías auxiliares, den cumplimiento a las normas de
seguridad y estos últimos de acatarlas.
24.- Toda maquinaria en movimiento para cargas y maniobras deben ser operadas
por personal con experiencia, que no deje lugar a dudas su habilidad y
experiencia.
25.- Los equipos deben instalarse en contra de los vientos dominantes para que
estos, en caso de una manifestación del pozo no lleven los gases o el fuego
hacia la dirección de la vía de escape del personal o hacia la unidad de control
de los preventores.
26.- Debe instruirse al personal sobre contingencias y señalizarse las rutas de
evacuación.
27.- La operación de inspección de un equipo ayuda de manera determinante a
prevenir accidentes, pero es un esfuerzo compartido de todo el personal dentro
de la instalación.
28.- La inspección se considera desde la revisión de un simple tornillo, hasta una
auditoria completa a un equipo de perforación y mantenimiento de pozos.
29.- Inspeccionar la instalación correcta y segura de los pisos, barandales y
escaleras.
30.- Inspección de los accesorios usuales de operación tales como:
Las cuñas para tuberías,
Elevadores
Llaves de torques
Cabrestantes
Malacates neumáticos
Cables de acero
45
Ancla de la línea muerta
Verificar que los agujeros en el piso cuando no estén en uso se mantengan
tapados
Herramientas de trabajo suficientes, apropiadas y en buenas condiciones.
31.- El sistema de iluminación debe ser suficiente para los trabajos nocturnos.
32.- Debe inspeccionarse el equipo de seguridad personal como son los cinturones,
arneses, cables de vida, guantes, lentes protectores, botas y ropa antes de
iniciar los trabajos de armado de equipo.
33.- Lo expuesto arriba son recomendaciones mínimas de las que deben prevalecer
en el equipo.
34.- Por ningún motivo, razón o causa debe pasarse por alto la verificación general y
detallada de las condiciones de seguridad y operación del equipo, las
herramientas, y los accesorios, antes de iniciar las operaciones de perforación y
mantenimiento de pozos, y posteriormente durante las operaciones a intervalos
establecidos bajo programas o antes si se detectan operaciones riesgosas y
con mayor razón aquellas de alto riesgo.
35.- Es de suma importancia que prevalezca: LA SEGURIDAD, EL ORDEN, Y LA
LIMPIEZA en el área de trabajo y en general de toda localización para evitar
condiciones inseguras que provoquen accidentes.
3.5 secuencia sistemática de la instalación y el desmantelamiento de un equipo
Secuencia sistemática para la instalación de equipos
1.- Verificación del sitio donde se instalara el equipo
2.- Inspección a unidades de apoyo logístico
3.- Platicas de seguridad operativa con el personal involucrado
4.- Realizar trazos para la distribución del equipo
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5.- Instalación de pizarras
6.- Instalación de subestructuras
7.- Instalación de malacates
8.- Instalación de bombas de lodo
9.- Instalación de rampa de material químico
10.- Instalación de paquete de maquinas
11.- Instalación de paquetes de lodo
12.- Instalación de caseta de herramientas y tanques de agua y diesel
13.- Armar piso y rotaria.
14.- Instalar freno magnético, motor eléctrico, tomas de fuerza
15.- Acoplar transmisiones y líneas neumáticas
16.- Armar mástil y verificar puntos críticos. Evitar dejar objetos en el mástil
17.- Instalar brida de Izaje
18.- Guarnir aparejo
19.- Instalar el indicador de peso
20.- Instalar sistema eléctrico, de agua, de aire, combustible y probar
funcionamiento del freno auxiliar
21.- Levantar mástil
22.- Instalar bombas para operar
23.- Armar cobertizo y terminar de instalar red eléctrica
24.- Instalar al frente, cargadores, rampas y muelles de tubería
25.- Instalar trailer habitación
26.- Nivelación de equipo
47
27.- Instalación de señalización de seguridad
FIN
Secuencia sistemática para el desmantelamiento de equipos
1.- Efectuar pláticas de seguridad ecológica y operativa.
2.- Probar sistemas de abatimiento (gatos hidráulicos)
3.- Desmantelar el piso de trabajo, mesa rotaría, verificar funcionamiento del freno
auxiliar y anclaje del malacate.
4.- Abatir mástil.
5.- Asegurar guarnido del aparejo
6.- Desmantelar changuero, polea viajera, corona y mástil.
7.- Desmantelar bombas para lodo, líneas y conexiones.
8.- Desmantelar malacate.
9.- Desmantelar las subestructuras.
10.- Desmantelar sistemas de combustible neumático y eléctrico.
11.- Desacoplar motogenaradores.
12.- Desmantelar paquete de lodo.
13.- Desmantelar conexiones del cuarto de control y pasillo de cableado eléctrico.
14.- Desconexión de compresores.
15.- Desmantelar bombas para operar preventores.
16.- Levantamiento de pizarras.
48
3.6.- Tipo y manejo de las herramientas de mano.
Llaves manuales
En las operaciones llevadas a
cabo por el área de perforación y
mantenimiento de pozos, se utilizan
ciertas herramientas manuales, entre
las que se encuentran:
a).- Llave recta para tubería (Stillson)
b).- Llave de cadena
c).- Llave de golpe
Este tipo de llaves se utiliza para conectar líneas superficiales, tales como:
Líneas para suministro de agua
Líneas roscadas al múltiple de estrangulación
Líneas a la presa de quemar
Precaución: Las llaves rectas ajustables para tubería, no deben usarse en
aparejos de producción o sartas de trabajo, ya que su construcción no es la
apropiada, y provocaría colapsos.
Existen varias marcas y tamaños de estas llaves, las cuales se pueden usar
en tuberías desde 1¾‖ a 8‖ de diámetro.
Antes de manejar la llave:
Compruebe el tamaño de la tubería que se va a conectar o desconectar
Llave recta para tubería (Stillson)
49
Verificar el estado de las quijadas, éstas deben tener los dados de agarre en
buen estado
Uso correcto:
Ajuste la quijada móvil al tamaño del tubo, según se aprecia en la figura siguiente:
Una vez ajustada la quijada móvil, el
esfuerzo que se aplique debe ser en el
sentido de agarre de la llave, jalando el
mango recto hacia el cuerpo de la persona
que produce la fuerza.
A continuación se presenta una tabla donde se ilustran tamaños de llaves más
comúnmente usadas en perforación así como las aberturas máximas de cada una de
ellas.
TAMAÑO (pg)
ABERTURA MÁXIMA (pg)
24 3
36 5
48 6
60 8
Precauciones:
El empleo de extensiones llamadas ayudantes debe evitarse, ya que el mango
recto tiene una resistencia calculada al tamaño de la llave, y los ayudantes pueden
deformar esta última o provocar un accidente.
Evite utilizar estas llaves o cualquiera, como martillos, para golpear cualquier
superficie, ya que su construcción es de acero endurecido y al golpearse entre sí,
pueden provocar desprendimiento de partículas que son sumamente peligrosas al
hacer contacto con los ojos o en cualquier parte del cuerpo.
50
Evite usarla para el deslizamiento del cable al malacate, ya que los dientes
rompen los hilos del cable, y esta práctica puede ocasionar accidentes.
Llave de Cadena
Las llaves de cadena que más se usan, normalmente son empleadas en
tuberías de 2‖ a 12‖.
Las figuras siguientes ilustran dos llaves de cadena clase ―A‖ y ―B‖, y las
partes que las componen:
Llave de Cadena Clase “A” Modelo Original
Llave de Cadena Clase “B” Modelo Reversible
La función que desempeña esta llave es la misma que se describió para la
llave de tipo recto.
Antes de emplear la llave, verifique:
Que los dientes de las quijadas estén limpios y afilados.
Que la cadena tenga sus eslabones y pernos en buen estado.
Que el brazo esté en excelentes condiciones.
51
Uso correcto:
Ajuste la cadena al tamaño del tubo, como se aprecia en la figura.
Esta posición nos brinda seguridad, ya que al transmitir fuerza a la cadena,
ésta se afianza más a las quijadas de la llave, garantizando el aguante del tubo.
Precaución
Nunca introduzca en el brazo de la llave un tubo conocido como ―ayudante‖,
ya que se rompería la cadena y deformaría el brazo (esto es consecuencia de una
fuerza aplicada en exceso).
Cuando exista la necesidad de aplicar mayor fuerza, emplee una llave más grande.
Llave de Golpe
Las llaves de golpe para trabajo
pesado que más se utilizan en las
operaciones efectuadas en los pozos
petroleros son: llave de golpe tipo
estrías y de tipo hexagonal.
Llave de golpe tipo Estrías
52
Estas llaves normalmente se
utilizan para el manejo de tuercas,
ubicadas en los árboles de válvulas o
bombas de lodos y tienen su medida en
el sistema inglés (pulgadas).
Antes de usar la llave.
Revise que no esté rota o presente desgaste, que esté limpia, ya que esto
brinda seguridad personal al golpear para accionarla.
Uso correcto
Coloque la llave en la tuerca que se vaya a aflojar o apretar, y golpee
exclusivamente en el lugar diseñado para ello.
Precaución
No golpee la llave con herramientas impropias. Las herramientas para golpear
pueden ser martillos o marros, dependiendo del tamaño de la llave.
Herramientas de Corte
La herramienta de corte que se emplea en los trabajos de Perforación y
Mantenimiento de pozos son:
Cortador Hidráulico (Guillotina)
Esta herramienta se utiliza
para cortar cables de acero.
Antes de emplear el cortador hidráulico.
Llave de golpe tipo Hexagonal
53
Verifique el nivel correcto del aceite hidráulico.
Revise que la hoja de corte esté en buen estado.
Al efectuar un corte de cable de acero, asegure los extremos o el extremo donde
se vaya a cortar, amarrado con el alambre. Esto se realiza con el fin de evitar la
deformación del cable.
Uso correcto
Introduzca el cable en la compuerta de la guillotina.
Enganche la bisagra en la compuerta.
Accione la palanca de la bomba hasta que la hoja cortadora haga contacto con el
cable.
Ejerza presión en la palanca hasta que realice el corte.
Libere la presión para que se retraiga la navaja y pueda abrir la compuerta.
Herramientas de Limpieza
Entre las herramientas de limpieza más comunes que se utilizan en el área de
Perforación y Mantenimiento de pozos están:
a).- Rasqueta: se emplea para
quitar o remover el óxido, o cualquier
otro recubrimiento indeseable de las
partes metálicas.
b).- Cepillo de alambre. Se
utiliza para limpiar superficies
metálicas, donde se aplicará pintura.
Rasqueta
Cepillo de Alambre
54
Herramientas de Uso Común.
Para el desarrollo de trabajos ordinarios se debe contar con herramientas
manuales como las que se aprecian en las figuras siguientes
55
Nudos
A continuación se analizarán los nudos más comunes, elaborados con cable
de Manila para sujetar, jalar y/o levantar las piezas.
56
57
Figura
58
CAPITULO 4
4.- HERRAMIENTAS Y EQUIPOS EN PISO DE TRABAJO
4.1.- Características y manejo de las llaves de fuerza manuales e hidráulicas.
Llaves Mecánicas de Fuerza
Las llaves más utilizadas en los trabajos del área de Perforación y
Mantenimiento de pozos son:
Llave tipo ―C‖ para tuberías de trabajo y lastrabarrenas
SUPER C
LLaves Manuales Para Tuberías de Perforación
y Tubería de Revestimiento.
Rango de Torque: 35,000 Ft. Lbs.
Rango: 23/8‖- 10¾‖
Intercambiable: BJ ―C‖, BV-35
P/N DESCRIPCIÓN
619-101-0301 LLaves W / 401/2‖ con Palanca de 3
1/2 ‖ -5
1/4‖ 3½‖- 5¼‖
619-101-0302 LLaves W / 30 7/8‖ con Palanca de 1/2‖ -5
1/4‖ 3½‖- 5¼‖
617-101-0330 LLaves de fuerzas 23/8‖-3
5/8‖
617-101-0329 LLaves de fuerzas 27/8‖-4
1/4‖
617-101-0321 LLaves de fuerzas 31/2‖-5
1/4‖
617-101-0333 LLaves de fuerzas 51/4‖-7‖
618-101-0423 LLaves de fuerzas Assy 7‖ -85/8‖
617-101-0423 LLaves de fuerzas (solamente) 7‖ -85/8‖
617-101-0426 Bisagras de las llaves de fuerzas 7‖ -85/8‖
618-101-0424 Seguros de las llaves de fuerzas Assy 9‖ -103/4‖
617-101-0424 Seguros de las llaves de fuerzas (solamente) 9‖ -103/4‖
617-101-0430 Seguros de las llaves de fuerzas (solamente) 95/8‖-10
3/4‖
59
Llave tipo ―B‖ y ―SDD‖ para tubería de trabajo, lastrabarrenas y tuberías de
revestimiento.
SUPER B
LLaves Manuales para tuberías de
Perforación y Tub. de Revestimiento
Rango de Torque: 55000 Ft. Lbs.
Rango 31/2‖- 13
3/8‖
Intercambiable: BJ ―B‖, BV-55
SDD
LLaves Manuales para tuberías de
Perforación y Tub. de Revestimiento
Rango de Torque: 100,000 Ft. Lbs.
Rango 4‖- 17‖ O.D.
Intercambiable: BJ ―SDD‖, BV-100
P/N DESCRIPCIÓN
616-101-0101 LLaves W / 48¾‖ con Palanca y Seguros 4‖- 6¾‖
619-101-0102 LLaves W / 42¾‖ con Palanca y Seguros 4‖- 6¾‖
619-101-0134 LLaves de Fuerza 35‖ con Palanca y Seguros 4‖- 63/4‖
617-101-0121 LLaves de Fuerzas 31/2‖-5‖
617-101-0122 LLaves de Fuerzas 41/4‖-6
3/4‖
617-101-0123 LLaves de Fuerzas 65/8‖ - 9‖
617-101-0129 LLaves de Fuerzas Assy 9‖ - 103/4‖
617-101-0124 LLaves de Fuerzas (Solamente) 7‖ - 85/8‖
616-101-0125 Mordazas de fuerzas 11¾‖ -
5/8‖
617-101-0131 Seguros de las llaves de Fuerzas Assy 12 ¾‖
617-101-0126 Seguros de las llaves de Fuerzas (solamente) 13 3/8‖
P/N DESCRIPCIÓN
619-101-0601 LLaves W / 4 – 8 ½‖ de Fuerzas Assy 4‖- 8½‖
618-101-0621 LLaves de Fuerzas 4‖- 8½‖
618-101-0622 LLaves de Fuerzas 8½‖- 12‖
618-101-0623 LLaves de Fuerzas 12‖-15‖
618-101-0624 LLaves de Fuerzas 15¾‖
618-101-0625 LLaves de Fuerzas 16‖-17‖
618-101-0626 Seguros de Fuerzas 8½‖ -17‖
60
Indicador de torque (dinamómetro)
Instalación
La llave deberá suspenderse en un cable de acero flexible de 9/16‖ de
diámetro, empleando una polea que se coloca a la altura del changuero del mástil del
equipo.
Un extremo del cable se fija a la barra de suspensión de la llave.
En el otro extremo se coloca un contrapeso, el cual debe estar situado en la parte
inferior del piso de trabajo y tener el peso suficiente para que la llave pueda ser
movida hacia arriba o hacia abajo por un solo hombre.
Posteriormente, asegúrese la llave con otro cable de acero con las mismas
características.
Un extremo del cable se sujeta al perno que tiene la llave en el extremo lateral del
brazo de palanca.
Asegure el otro extremo a la base del mástil o poste.
Instale un conjunto de indicadores de torque (dinamómetro) de llaves, como el que
se aprecia en la siguiente figura. Este aparato sirve para el control y las medidas
de torsión de la llave de fuerza.
El indicador de torque (dinamómetro)
consta de dos agujas:
La aguja roja se emplea para fijar límites
de fuerza aplicada.
61
La aguja negra permite una verificación precisa del torque requerido en el
enrosque de las juntas o lastrabarrenas que se usan en tuberías de perforación.
La colocación del indicador de torque puede ser dinamómetro o torquimetro.
Portátil.
Permanente.
Al conectar o desconectar tubería, la rotaria debe estar sin el candado, ya que
cuenta con dos llaves de fuerza.
La de la izquierda se le conoce como llave de quebrar.
La de la derecha se le identifica como llave de apretar.
El uso incorrecto de este tipo de llaves es sumamente peligroso, ya que la
fuerza aplicada es tal que puede ocasionar daños personales de consecuencias
graves, si no se prevén las posiciones correctas para accionarlas; la siguiente figura
nos presenta una posición inadecuada en el manejo de ellas.
Posición
Inadecuada
62
Condiciones de Seguridad
El cable de seguridad que sujeta al contra peso, debe tener la longitud necesaria
para permitir el movimiento vertical suficiente de la llave, sin que el contra peso
se apoye en alguna superficie.
Para evitar accidentes personales inspeccione los cables de seguridad
periódicamente.
Nunca debe utilizar las llaves para desconectar la tubería con rotaria.
Al conectar o desconectar la tubería revise que la rotaria se encuentre sin el
candado.
Para asegurarse que la conexión tenga un buen apriete, la llave debe estar en un
ángulo recto (90°) a la línea de jalón. En cualquier otro ángulo la efectividad se
reduce, disminuyendo la fuerza de torque aplicada.
Llaves Hidráulicas
Las llaves hidráulicas pueden ser usadas en tuberías de producción, de
perforación y de revestimiento, dependiendo del modelo y tamaño que se requiera.
Llave de rolado y apriete
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En el rango de operación o cambios de diámetros de tubería, deberá sustituir
únicamente las cabezas o mordazas, empleando los mismos dados.
Operación:
Los pasos a seguir para la operación de la llave IR 2100 son:
1.- Verifique el diámetro y tipo de la tubería que se va a manejar.
2.- Coloque las cabezas o mordazas (1) al diámetro correcto.
Los dados (2) deberán tener filo y estar limpios.
Abra la compuerta (3) de las mordazas.
3.- Confirme que la presión sea la requerida para aplicar el torque necesario a la
tubería en cuestión
4.- Una vez realizado lo anterior, ponga la llave en la sarta de tubería.
Es importante que conserve la nivelación de la llave durante las operaciones,
para evitar daños en la tubería y en la llave misma.
Llave Hidráulica TW 60
64
Llave Roladora SSW 40 y/o 30 Llave para conectar y desconectar Tuberías de Revestimiento
ESPECIFICACIONES
Rango 3 ½‖ – 9 ½‖
Torsión 1100 lbs/pies
RPM 120
Peso 386 kg
Suministro Hidráulico
65
4.2.- Tipos y manejos de las cuñas manuales y automáticas.
Cuñas para tuberías
La función principal de las cuñas para tuberías es sostener la sarta de
perforación a nivel del piso rotaria
Existen cuñas para:
a).- Tuberías de producción
b).- Tuberías de perforación
c).- Tuberías de revestimiento
d).- Lastrabarrenas.
Cuñas para tuberías de Producción.
Las siguientes figuras ilustran los dos tipos de cuñas para tuberías de
producción.
Las cuñas de acción mecánica pueden ser operadas con cargas hasta de 40
tons.
Cuñas tubería de producción
66
Las cuñas de acción automática soportan cargas hasta de 40 tons.
Estos dos tipos de cuñas
manejan tuberías de producción de: 2
3/8, 2 7/8 y 3 ½ pulgadas, para el cambio
de diámetro se colocan únicamente
dados del tamaño de la tubería,
considerando el diámetro exterior del
tubo.
Instalación:
Las cuñas para tubería de producción se instalan arriba de una pieza metálica,
como se ilustra en la figura inferior.
Pieza metálica Para las cuñas
Esta pieza se ubica sobre la rotaria, tomando en cuenta el tamaño de ésta y
tiene como función estabilizar la base de la caja o araña de las cuñas.
Espesor Orificio
Abertura
Diámetro
Cuñas para tuberías de Producción
67
Recomendación:
Cuando introduzca en el interior de la caja o araña los gajos que componen el
cuerpo completo de cuñas, procure que queden al mismo nivel, para que el
acuñamiento sea uniforme.
Cuando se inicia o termina un trabajo de reparación de un pozo, estas cuñas
se pueden situar sobre la brida del cabezal de la tubería de producción para llevar a
cabo las conexiones que se requieran.
El uso de las cuñas para tubería de producción es versátil debido a que su
peso es ligero y pueden ser manejadas por una sola persona; además el daño
ocasionado por los dados al cuerpo del tubo es mínimo, por lo que se consideran
eficientes en el manejo de tuberías.
Precauciones:
Cuando se usen cuñas de cualquier tipo u otra herramienta, invariablemente
se deberá colocar el hule limpiador de tubería en el espacio libre que existe entre la
campana de circulación y la parte inferior del bushing de la rotaria.
Este hule previene que objetos como: dados de llaves, cuñas, herramientas
manuales, etc., caigan en el orificio de la rotaria y se depositen dentro del pozo,
ocasionando el atrapamiento de las herramientas que se sacan, además elimina el
fluido de control del exterior de la tubería dejándola limpia.
Importante:
El hule limpiador sirve para proteger la caída de cualquier objeto dentro del pozo.
68
Cuñas para tubería de perforación
Las cuñas de dados extra largos
se encuentran diseñadas para cargas y
profundidades de 7000 metros (pozos
nacionales), las cuñas no deben ser
impulsadas con los pies, tampoco se
deben de colocar con la tubería en
movimiento, se deben colocar cuando
la tubería esté frenada.
Las cuñas de rotaria para tuberías de perforación antes mencionadas, también
pueden ser usadas en tuberías lavadoras, lo único que varía es el rango de agarre
de los dados, ya que el diámetro de estas tuberías es mayor.
Cuñas automáticas para tubería de perforación
ESPECIFICACIONES
T.P. 27 ½‖ Y 37 ½‖ a 49 ½‖
CUÑA PS 15
Cuña para tubería de perforación
69
Cuñas para tuberías de Revestimiento
Las cuñas para tuberías de revestimiento que se utilizan actualmente son del
tipo araña.
Este tipo de cuñas requieren de
una guía de media luna instalada en la
mesa rotaria, tomando en cuenta el
tamaño de esta, tiene como función
estabilizar la base de la caja o araña de
las cuñas.
Cuñas para lastrabarrenas
Las cuñas para lastrabarrenas que se
emplean en los trabajos de Perforación y
Mantenimiento de pozos son las que se
muestran en la siguiente figura:
Para el uso de diferentes diámetros de los
lastrabarrenas se reduce o se amplia el
diámetro de las cuñas variando la cantidad de
elementos del cuerpo de la cuña. En el uso de
las cuñas para lastrabarrenas y tubería
lavadoras, es imprescindible utilizar collarines
de seguridad.
Debido a que los lastrabarrenas y las tuberías lavadoras tienen toda su parte
exterior lisa, así, en el supuesto caso que fallara el sostén que ejercen las cuñas que
efectúan el apoyo en el bushing de la rotaria, el collarín colocado en la lastrabarrenas
10 cm. arriba de las cuñas, impedirá que la sarta se caiga al interior del pozo
ocasionando un ―pez‖.
Cuñas para tubería de revestimiento
Cuñas para lastrabarrenas
70
Asegure que el perno rebobinable esté sujeto a una cadena que se encuentre
nivelado en forma regular y para asegurar que él amarramiento de cuñas al D. C. ó
tubería lavadora, se recomiendan golpes leves en toda el área circular de la
herramienta para asegurar el acomodo de los dados.
Collarín para lastrabarrenas
Recomendaciones para el uso correcto de cuñas para rotaria:
Mantenga los bushings de la rotaria y las cuñas en buenas condiciones.
Realice periódicamente una inspección a los bushings, para que sus
dimensiones estén conforme al A.P.I.
Para cargas arriba de 250,000 lb use cuñas extras largas, vigilando que los
bushings de rotaria tengan la suficiente longitud, con el propósito de que las
cuñas trabajen en toda su extensión.
71
Para saber si están actuando en su agarre correcto:
1.- Levante la flecha con toda la sarta hasta tener el cuerpo del tubo en posición
cubra el tubo envuélvalo con dos hojas de papel de estraza coloque las cuñas
en el bushing de la rotaria, aplique gradualmente todo el peso de la tubería.
2.- Eleve la tubería y saque las cuñas evitando no desgarrar el papel examine la
longitud donde accionaron y determine toda el área de agarre; si el bushing y
las cuñas no están bien, notará unas marcas de agarre parciales, por lo que
debe repetir la prueba con una cuñas nuevas, si aun así las marcas no son
uniformes, los bushings de la rotaria están mal y deben ser reparados o
cambiados.
Cuñas para tubería de perforación y bushing
Precauciones
Las cuñas con menor diámetro que el de la tubería, deforman las propias cuñas y
dañan la tubería.
13¾‖
12,¾‖
72
Al sacar tubería nunca deje las cuñas dentro del bushing, ya que se dañan las
juntas de la tubería rápidamente y se desgastan los dados.
Al meter tubería no detenga el peso de la sarta bruscamente con las cuñas, ya
que se recalca la tubería, se dañan las cuñas y los bushing.
4.3.- Uso y manejo de las válvulas de seguridad.
Tipos de válvulas de compuerta y seguridad
Las válvulas de compuerta son parte principal del equipo de control superficial
y se localizan en el ensamble de estrangulación; en las líneas de matar y estrangular
principalmente.
También se localizan en los diferentes cabezales de tuberías de revestimiento
conforme avance la perforación del pozo y las etapas del mismo.
En el mercado existen diferentes tipos de válvulas de compuerta y su
selección estará en función de diferentes factores como lo menciona en las prácticas
recomendadas el API RP-53.
Válvulas de compuerta tipo FLS Y FLS-R para 5,000, 10,000 y 15,000 lb/ pg de 1 13/16, 2 1/16, 3 1/16 pg.
73
Consideraciones de diseño
Deben considerarse factores tales como: presiones anticipadas de la
formación y en la superficie, método de control a usarse, situación ambiental del
pozo; corrosividad, volumen, toxicidad y abrasividad de los fluidos.
La principal válvula de compuerta es la del tipo de equilibrio de presiones.
Recomendaciones:
Lubricar esporádicamente el sistema de cierre de la válvula.
Se recomienda que el cierre de la válvula la realice una sola persona para evitar
dañar el hule de retención de presión por exceso de apriete.
Válvulas de seguridad y Preventor interior Las recomendaciones de las prácticas recomendadas API y reglamentos
internacionales, establecen que los equipos de perforación deben estar dotados de
las válvulas siguientes:
Válvulas de la flecha
Válvula macho superior de la flecha
Se instalará entre el extremo superior de
ésta y la unión giratoria, debe ser de una
presión de trabajo igual a la del conjunto de
preventores.
Válvula de la flecha
74
Válvula inferior de la flecha
Se instalará entre el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe
ser de igual presión de trabajo que la superior y pasar libremente a través de los
preventores.
Las llaves que operan las válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y
accesible para la cuadrilla en el piso de perforación.
Válvulas en el piso de perforación
Se debe disponer de una válvula de seguridad en posición abierta en cada tipo
de medida de rosca que se tenga en la sarta de perforación, de una presión de
trabajo similar a la del conjunto de preventores instalado.
Estas válvulas deben ubicarse en un sitio exclusivo y de fácil acceso para la
cuadrilla en el piso de perforación. Para el caso de las lastrabarrenas se pueden
utilizar combinaciones en la parte inferior de las válvulas.
Se debe tener cuidado de no utilizar tapones de levante u otros accesorios en
la parte superior de la válvula, ya que restringe el paso del fluido, dificultando
ampliamente la instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación.
Es aconsejable en tal caso y para facilitar su instalación, colocarle una
abrazadera atornillada provista de dos manijas, misma que debe retirarse
inmediatamente después de su instalación, con objeto de quedar en condiciones de
introducirse al pozo. Por otro lado, respecto a las válvulas de seguridad que debe
haber en el piso de perforación, cuando se introduzca tubería de revestimiento, la
norma establece que debe de haber una válvula disponible con la conexión o
conexiones apropiadas de la rosca que tenga tuberías.
75
Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más
estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 o 5‖)
en zonas productoras.
Preventor Interior
Los reglamentos citados, también establecen que se
debe disponer de un preventor interior (válvula de
contrapresión) para tubería de perforación por cada tipo de
rosca que se tenga en la sarta y del mismo rango de presión de
trabajo del conjunto de preventores. Para este caso, será
suficiente con una válvula de este tipo por cada rosca de la
tubería de perforación en uso, siempre y cuando todas las
válvulas de seguridad tengan en la parte superior una conexión
similar a la de la tubería. Ya que al presentarse un brote pueda
instalarse en la tubería de perforación, ya sea la válvula de
seguridad ó preventor interior.
A continuación se enuncia la ventaja más sobresaliente
cuando se dispone el preventor interior.
Ventajas
Si al estar llevando a cabo las operaciones de control
con unidad de alta presión y se suscitara una fuga superficial o
ruptura de la línea y no se dispusiera de este preventor, el pozo
podría quedar a la deriva, ya que sería muy riesgoso que una
persona se acercara a la tubería y cerrara la válvula de
seguridad.
Preventor interior
76
4.4.- Cuñas, llaves y elevadores para las tuberías de revestimiento.
En la introducción de las tuberías de revestimiento, es importante que el
equipo de correr T.R. se encuentre en condiciones. Para las tuberías superficiales,
las chaquetas tipo araña (casing spider) con su juego de cuñas es el mas practico y
adecuado estas cuñas se deben de adaptar al diámetro de la T.R.
Es importante que se cuente con un juego de llaves de fuerza que sean del
tipo súper B, éstas llaves pueden adecuarse hasta para tuberías de 133/8‖ A 30½‖,
ver tabla de
especificaciones.
SÚPER B
Llaves Manuales para Tuberías de
Perforación y Tubería de
Revestimiento.
Rango del Torque: 25,000 Ft. Lbs.
Rango 133/8‖ - 30
1/2‖
Intercambiable: BJ’ B’ Extendido BV-55-C
P/N DESCRIPCIÓN
616-101-1500 Llave de Fuerza C/W 133/8‖ - 14
1/2‖
619-101-2500 Llave de Fuerza C/W 133/8‖ – 16‖
619-101-3500 Llave de Fuerza C/W 133/8‖ – 19‖
619-101-4500 Llave de Fuerza C/W 133/8‖ – 21
1/2‖
619-101-5500 Llave de Fuerza C/W 133/8‖ – 25
1/2‖
619-101-6500 Llave de Fuerza C/W 301/2‖
618-101-1500 Cabezal de tubería de revestimiento 133/8‖ - 14
1/2‖
618-101-2500 Cabezal de tubería de revestimiento 133/8‖ – 16‖
618-101-3500 Cabezal de tubería de revestimiento 133/8‖ – 19‖
618-101-4500 Cabezal de tubería de revestimiento 133/8‖ – 21
1/2‖
618-101-5500 Cabezal de tubería de revestimiento 133/8‖ – 25
1/2‖
618-101-6500 Cabezal de tubería de revestimiento 301/2‖
Chaquetas tipo araña y cuñas para T.R.
77
El elevador para T.R. de 90° y el collarín de arrastre es otro de los accesorios
principales para la introducción de las tuberías de revestimiento.
4.5.- Medidas de seguridad en el piso de trabajo.
1.- El perforador debe verificar que cada miembro de la cuadrilla cuente con el
equipo necesario para realizar el trabajo en forma segura y eficiente.
2.- El perforador debe efectuar una rápida evaluación del área de trabajo, equipo y
herramientas a emplear auxiliándose con su personal.
3.- El perforador debe acordar con su personal las tareas y condiciones especificas
para ejecutarlas.
4.- El perforador debe comprobar el llenado del pozo.
5.- El perforador debe estar seguro del funcionamiento correcto de las diferentes
alarmas.
6.- El perforador con apoyo de los ayudantes de piso deben procurar la limpieza y
orden en el área de trabajo.
7.- Por ningún motivo cualquier persona de la cuadrilla debe intentar levantar
objetos más allá de su capacidad de levante. Si el objeto es pesado solicite
apoyo de sus compañeros. Aplique el método recomendado para proteger su
cuerpo al levantar cargas.
8.- Utilizar tapetes antiderrapantes en el área de la tubería.
Elevadores para Tubería de revestimiento de cople recto
78
9.- Los cables utilizados para jalar o afianzar las llaves de fuerza deben
inspeccionarse con la mayor frecuencia. A la mínima advertencia de falla,
cámbielos. Proteja las zonas de mayor fatiga de los cables. Recuerde usar un
factor mínimo de seguridad de 4 como margen adicional.
10.- Si va a generar severos torques, primero afiance las llaves de fuerza, retire a los
ayudantes de piso y aplique el torque requerido.
11.- Evite quebrar las juntas de tubería con la rotaria por que pueden originar un
accidente al personal o la tubería.
12.- Instale secuencialmente las llaves, no simultáneamente por que es causa de
accidentes de manos.
13.- Adopte el mejor acomodo de las llaves de fuerza, ya sea el caso l ó ll para
protección del personal y de la tubería.
14.- Las llaves de fuerza y roladoras si no se usan deben quedar sujetas fuera del
área de actividad de la rotaria.
15.- Concéntrese en el trabajo que está realizando.
16.- Evite dar la espalda a las lingadas o tramos en movimiento porque pueden
lastimarlo.
17.- Para operaciones nocturnas una mínima iluminación en el piso de trabajo es de
270 – 486 luxes es el recomendado.
18.- Instale la válvula de seguridad de la tubería si por algún motivo se suspende la
operación de meter o sacar la sarta.
19.- Solo personal entrenado debe operar las llaves hidráulicas.
20.- El efectuar el quiebre de las juntas de la tubería, la mesa rotaria debe estar libre
y su perilla de control debe estar asegurada.
21.- El piso de la mesa rotaria debe estar al mismo nivel que el piso del equipo.
22.- Lubrique las partes recomendadas del elevador antes de ponerlo a funcionar.
23.- El bajado y el subido del ayudante chango al mástil debe realizarlo bajo la
seguridad por la línea retráctil.
79
24.- Al utilizar las llaves hidráulicas se deben aplicar los procedimientos de
inspección, operación y mantenimiento correspondientes, recomendados por el
fabricante.
25.- Antes de iniciar la jornada de sacar o meter la tubería limpie los insertos de las
llaves de fuerza y de las cuñas.
26.- Se recomienda poner atención a las pláticas de seguridad que se imparten en el
equipo.
27.- El ayudante del perforador debe verificar el correcto funcionamiento de la
campana recolectadora de fluidos.
28.- El ayudante del perforador debe auxiliar al perforador analizando y previniendo
los trabajos potencialmente peligrosos.
29.- El ayudante del perforador debe orientar y dirigir al personal de piso con
medidas proactivas de seguridad en lo referente al uso y cuidado de las
herramientas y equipos que ellos manejan.
4.6.- Clasificación de las grasas para tuberías.
Uno de los requisitos necesarios par un buen rendimiento de las conexiones,
es la debida lubricación de las roscas con un compuesto lubricante (grasa). Para una
efectiva aplicación de la grasa a las conexiones, antes se debe limpiar bien con un
disolvente y seguidamente secarse con un trapo limpio.
Posteriormente se aplica a los rebordes y a las roscas de la caja y del piñón el
lubricante: para las lastrabarrenas este compuesto debe de contener zinc pulverizado
a razón de 40 a 60% por peso. as conexiones nuevas se deben lubricar
cuidadosamente, ya que el contacto con el metal, puede causar desgaste.
80
El Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I), ha desarrollado un
sistema de clasificación para las grasas, que son aceptadas por fabricantes y
consumidores en la actualidad, este sistema se basa en la penetración lograda por
un conducto de la Sociedad Americana de Pruebas de Materiales (A.S.T.M.)
trabajando a 25°C
Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I.)
Sociedad Americana de Prueba de Materiales (A.S.T.M.)
Grados N.L.G.I. Penetración A.S.T.M.
No 000 445 – 475
No 00 400 – 430
No 0 355 – 385
No 1 310 – 340
No 2 265 – 295
No 3 220 – 250
No 4 175 – 205
No 5 130 – 160
No 6 85 – 115
Las Grasas que se usan para las tuberías de perforación se denomina
“Protectora Juntas” producto industrial basándose en jabón de calcio y aceite
negro, con un alto contenido de óxidos no abrasivos, 50% de zinc, elaborado en
polvo el cual corresponde al grado Número 1 de acuerdo a la clasificación del
Instituto Nacional de Grasas y Lubricantes (N.L.G.I.) y una penetración 311, de
acuerdo a la Sociedad Americana de Pruebas de Materiales (A.S.T.M.)
Las grasas para perforación y producción tanto estándares (con metales)
como ecológica (sin metales) se elaboran en forma conjuntas, estas son las más
empleadas por PEMEX desde 1991.
81
A continuación presentamos los modelos más requeridos en las áreas de
perforación mexicanas.
SERVICIO GRASA ESTÁNDAR GRASA ECOLÓGICA
PERFORACIÓN
Juntas
Collares.
ZN—50
226
236
236
PRODUCCIÓN
Cuerdas
Roscas.
115
300
318
318
CABLES DE REGISTRO GEOFÍSICO
Grasas para introducir el cable.
Aceite para mantenimiento del cable.
776
772
780
782
CAPITULO 5
5.- SISTEMA DE LEVANTE DE CARGAS
5.1.- Características, manejo y cuidado del cable de perforación.
Descripción:
El cable de acero es un producto fabricado con alambres de acero que se
colocan ordenadamente para desarrollar un trabajo específico. La construcción del
cable de acero se debe a un diseño de las partes que lo componen: ALAMBRONES,
TORONES Y ALMA.
82
Debido a que los cables son sometidos a diferentes trabajos que generan
condiciones severas de operación se fabrican de diferentes características y
especificaciones, de tal manera que cada tipo de construcción cumpla con los
requerimientos del trabajo que desarrollará en particular.
Las principales construcciones se clasifican en tres grupos que son:
GRUPO 6 X 7.- En este grupo el cable se construye con seis torones que a su
vez están formados cada uno con seis alambres de diámetro de grueso; los torones
se envuelven en forma de espiral en el núcleo central de acero (alma). Debido a su
construcción estos cables son poco flexibles, por lo tanto no se recomienda usarlos
en accesorios donde se requiera flexibilidad. Es muy resistente a la abrasión y puede
ser instalado en poleas o tambores de malacate que tenga 40 veces su diámetro.
GRUPO 6 X 19.- Este cable se construye con seis torones enlazados en forma
de espiral alrededor de un alma de acero. Cada toron puede ser construido con una
cantidad variable de alambres (de 16 a 26) de diámetro diferente. Esta distribución
de los alambres y torones da como resultado más flexibilidad y resistencia a la
abrasión.
6 x 7
6 x 19 También se incluyen 5 x 19 espaciador 6 x 19 construcción
6 x 37 Se incluyen 6 x 31, 6 x 36, 6 x 43
83
GRUPO 6 X 37.- En este grupo se encuentran los cables más flexibles debido
a que tienen un número mayor de alambres por toron. Es recomendable en trabajos
donde se requiera flexibilidad. Dado que el diámetro de los alambres que forma cada
toron es muy pequeño, no se recomienda para ser utilizado en trabajos que manejen
una abrasión excesiva. Existe variedad de equipos en capacidad, altura, número de
líneas, etc. El departamento de perforación y mantenimiento a pozos utiliza los
siguientes tipos de cable de acero:
1‖, 11/8‖, 1¼‖, 13/8‖, 1½" de diámetro tipo BOA
6 x 19 construido con alma de acero, arado
mejorado, torcido regular derecho, preformado y
en carretes con longitud desde 1,500 a 5,000 m.
Generalmente se utiliza cable de acero 9/16‖ de
diámetro tipo JIRAFA 6 x 7 almas de fibra,
Acero de arado mejorado, torcido regular
derecho, preformado y en carretes con longitud
de 3,300 m.
Utiliza cable de acero flexible, 5/8‖ de
diámetro, tipo JIRAFA 6 x 7 alma de fibra o
de acero. Acero de arado mejorado, torcido
regular derecho, preformado en carretes con
longitud de 1,500 a 2,000 m.
Alma del cable:
Sirve como soporte a los torones enrollados a su alrededor. De acuerdo el
trabajo a que se someterá el cable, será el tipo de material de fabricación del alma;
las utilizadas son: Almas de toron formadas por un toron igual a los demás que
componen el cable 7 x 7 y almas de fibra que pueden ser vegetales o sintéticas.
Para el tambor principal
Para el carrete de Sondeo
Para el malacate de maniobras
84
Preformado del cable:
El preformado del cable es la forma
que tendrán los torones y alambres según
el cable. De ésta manera al cortarlo los
alambres permanecen en su lugar y
proporcionan al mismo mayor estabilidad
al no producir esfuerzos internos.
Calidad del acero
La calidad o grado del acero que se utiliza en la fabricación de cables de acero
para malacate, es generalmente acero de arado mejorado; para cuales más
resistentes y acero de arado súper mejorado. Los fabricantes de cables usan
distintas iniciales para determinar el grado de acero de cables.
Alambre
Centro
Toron
Cable de acero
Alma o núcleo
85
Especificaciones de Diámetro
Se consideran dos factores que son:
Diámetro
El cable debe tener el diámetro apropiado para el trabajo que se requiera de
acuerdo con la fuerza necesaria y el tamaño de las ranuras de las poleas en el
equipo.
Longitud
El cable debe tener la longitud
necesaria para efectuar el guarnido y
una cantidad suficiente en el tambor de
reserva para los deslizamientos y
cortes del cable. La medición del
diámetro del cable de acero se efectúa
con el empleo de un calibrador lineal
con incrementos hasta de 1/16 de
pulgada.
El calibrador se coloca de manera que se mida el máximo espesor del cable
es decir la distancia desde el punto más saliente de un toron hasta el punto más
saliente del toron opuesto. La medición correcta del cable permite que éste se aloje
perfectamente en la ranura de la polea el cable queda ajustado en la polea, la ranura
apretará excesivamente la parte exterior del cable y dañará el alma. Si el cable
queda flojo, éste se aplastará y desgastará las superficies de rodamiento de la
ranura.
Correcto Incorrecto
86
Ambas situaciones ocasionan que se reduzca la vida útil del cable. Las
ranuras de las poleas no deben ser ni demasiado pequeñas, ni muy grandes o se
lastimará la línea. Las ranuras chicas causan presión, sobre calentamiento y las
ranuras grandes dejan que la línea se aplane.
Manejo del cable de acero en carrete auxiliar y seguridad durante las maniobras.
Es muy importante manejar correctamente el cable de acero para evitarle
daños antes de ser empleado. Cuando se va extraer cable nuevo de un carrete, es
necesario colocar éste en una barra sólida apoyada sobre dos cargadores que
suspendan el peso total del carrete y a una altura aproximada de 50cm sobre el
suelo. Posteriormente se cambia el carrete auxiliar, fabricado de 65/8 pg, ya que es
más resistente y facilita el movimiento del cable. Al estar colocado el cable de acero
en el carrete auxiliar evita el riesgo de que éste se mueva y pueda provocar un
accidente al personal al estar maniobrando.
El cable que está dentro del carrete debe quedar sujetado de tal forma que no
se afloje, evitando que se salga el cable por un lado del carrete y provoque ―COCAS‖
que dañen el cable que habrá de cortarse. En parte esto se puede evitar controlando
la velocidad de extracción del cable, colocando un tablón de madera con suficiente
punto de apoyo que actúe como freno según se requiera.
Muy Apretado Muy Flojo
Cable deslizándose sobre la polea
87
Forma correcta
Al pasar de un carrete a otro se sacará por la parte de arriba del carrete lleno
a la parte de arriba del vacío o invirtiendo ambas posiciones.
Forma incorrecta
Si es cable se saca por la parte de arriba del carrete lleno a la parte de abajo,
o por la parte de abajo hacia la parte de arriba del carrete vacío.
Las ―COCAS‖ en un cable de acero se deben a un manejo deficiente. Se
originan cuando al cable se le forman un o más vueltas de espiral y al someterse a
tensión se produce el doblez en los alambres del cable en la zona de la coca. Este
daño se repara aparentemente enderezando el cable pero su rendimiento ha sufrido
una disminución.
Guarnido del cable de acero.
Se denomina así, al trabajo que se desarrolla al pasar cables de acero entre
las poleas de la corona y la polea viajera quedando ambos extremos fijos uno en el
ancla de la línea muerta y el otro en el tambor del malacate.
88
El guarnido más frecuente en los equipos comienza de la izquierda del mástil
que es el lugar en donde se coloca el ancla de la línea muerta; aunque existen
equipos con la línea muerta en posición opuesta.
Guarnido con cable guía.
Esta forma de pasar el cable se realiza frecuentemente con cable de menor
diámetro que él que se guarnirá (generalmente es con el cable del tambor de
sondeo). Se realiza con éste cable por ser el de menor peso y el más fácil de
maniobrar en las poleas de la corona y del block.
Normalmente se realizan los siguientes pasos con el mástil en posición horizontal.
Pase el extremo del cable de sondeo por la primera polea del conjunto viajero
(block).
Continúa auxiliándose con el cable de sondeo de 9/16‖ hasta lograr guarnir.
La última vuelta se pasa muy próxima al ancla de la línea muerta, pasando el
extremo del cable de sondeo por una polea auxiliar que se debe fijar. Para evitar
dañar el cable por rozamiento (fricción).
Efectúe la unión entre el cable de sondeo y el cable del carrete principal
utilizando un ajuste de diámetro variable (culebra).
Embrague el tambor de sondeo introduciendo el cable de 9/16‖ a una velocidad
baja. Observe el movimiento del cable; no deberá tensionar en exceso.
89
Coloque un tablón con un punto de apoyo, un extremo quedará en el enrollado
del cable que se encuentra en el carrete de madera. Presione el extremo opuesto
del tablón par utilizarlo como freno así proporcionará sólo cable requerido que se
va guarniendo.
Cuando el ajuste de diámetro variable (culebra) llegue al tambor de sondeo,
enrede tres vueltas del cable guarnido en el tambor del cable de sondeo.
Asegure el cable de operación jale hasta que la unión de cables esté en el piso
rotaria.
Elimine la unión del cable.
Limpie el extremo del cable de operación; utilice cepillo de alambre.
Coloque la grapa del cable en el tambor principal y girándolo ponga seis vueltas
en el tambor.
Elimine los amarres a la polea viajera y tencione. Las líneas guarnidas y el block
deben quedar de 18 a 20 vueltas en el tambor del malacate, quedando el
elevador a ras de la mesa rotaria.
Asegure el cable en el ancla de la línea muerta.
Guarnido de cable usado por cable nuevo.
Este procedimiento se efectúa con mayor facilidad y se realiza con el mástil en
posición vertical. Lleve a cabo los siguientes pasos:
Ancle la polea viajera sobre los cartabones de la rotaria orientando sus poleas en
dirección a las de la corona.
90
Saque el cable del ancla de la línea muerta y páselo por una polea auxiliar fija en
la subestructura.
Una los extremos del cable nuevo y del usado utilizando un ajuste de diámetro
variable (culebra).
Embrague el tambor principal y gire a una velocidad baja verificando la tensión
del cable.
Coloque un tablón en un punto de apoyo de manera que un extremo quede en el
enrolado del cable que se encuentra en el carrete de madera. Presione el
extremo opuesto del tablón para utilizarlo como freno y así proporcionar
únicamente el cable requerido que se va guarniendo.
Continúe almacenando cable en el tambor principal, tres vueltas después de la
unión de cables.
Suspenda el giro del tambor principal; regrese cable hasta la unión.
Elimine el ajuste de unión de los cables.
Coloque todo el cable usado del tambor principal en un carrete de madera o en
un carrete extra.
Con un cepillo de alambre, limpie el extremo del cable nuevo.
Coloque la grapa del cable en el tambor principal del malacate y apriétela.
Deslice cable suficiente y asegúrelo en el ancla de la línea muerta.
91
Elimine los amarres de la polea viajera. Al pensionar las líneas guarnidas en el
block y corona, deben quedar de 18 a 20 vueltas enredadas en el tambor del
malacate, para que al levantar el peso de la sarta, el punto de tensión se ubique
en el centro del pozo.
Cuidados y recomendaciones prácticas para evitar deterioro.
El cable debe mantenerse bajo techo y evitar al máximo que esté en contacto
con humedad, gases, ácidos, etc.
Al colocar un cable nuevo en el aparejo de levante del equipo se deberá trabajar
varias veces con la carga mínima del polipasto, para que se acomode en el
carrete del tambor principal. También se deberá evitar cargas repentinas al inicio
del trabajo y frenadas bruscas.
El cable de acero está construido de muchas partes entre sí. Debido al uso se va
eliminando la lubricación de fábrica, por esto será necesaria la lubricación en el
campo, como se ilustra a continuación.
Otro factor que influye en el desgaste prematuro de los cables de acero, es el
mal estado de las poleas al presentar ranuras inadecuadas, baleros con exceso
de fricción y escorias.
92
Al manejar un carrete de cable con estrobos o cadenas se utilizará un tramo
corto de ROL de T. P. de 5‖ 0 4 ½ en el concéntrico del carrete y las cadenas o
estrobos, para evitar daños a los alambres de cada toron y distorsionar los
mismos.
5.2.- Características y mantenimiento de la corona y polea viajera.
Descripción de corona
El bloque de la corona esta formado por 4 o 6 poleas que están montadas en
línea sobre una estructura de acero, sujetadas por un perno central común, este
conjunto se instala en la parte superior del mástil.
En algunos equipos el conjunto de poleas es instalado como se muestra en la
figura. Este tipo de distribución permite que la línea rápida y la muerta bajen por
detrás del mástil, asimismo en el bloque de la corona se instalan poleas auxiliares
para operar el cable de sondeo y del cabestrante.
93
Conjunto de poleas de la corona
Función:
Las coronas tienen como función proporcionar un medio para el guarnido del
cable de operación con las poleas del conjunto viajero, con el ancla de la línea
muerta y con el tambor del malacate.
Características:
Las dimensiones de las ranuras de las poleas están dadas en relación con el
diámetro del cable a utilizar y se rigen por las recomendaciones 8 A del Instituto
Americano del Petróleo (A.P.I.) Si las ranuras son muy estrechas para el cable se
producirá abrasión en ambas partes, si la ranura está muy abierta le faltará soporte
en los lados al cable y tenderá a salirse de la ranura al pasar por ella. Para que esto
no suceda se debe revisar después de cada intervención la ranura de cada polea
para verificar que sus dimensiones estén dentro de las tolerancias permisibles.
94
Mantenimiento
En cada turno lubrique los cojinetes de cada una de las poleas que forman el
bloque de la corona, colocando la boquilla del engrasador en cada una de las
graseras que se localizan en la parte frontal del perno principal.
Quite todo tipo de impurezas que se depositan en el conjunto de poleas y
protéjalos de la intemperie según sea necesario.
Revise los pasadores que sirven de protección para que el cable no se brinque.
Descripción de polea viajera y gancho.
De la polea viajera convencional se puede decir que comúnmente su
construcción es similar para todas las marcas, diferenciándose únicamente en
detalles mínimos de diseño. En el siguiente se observa una polea viajera y gancho.
Conjunto de poleas
Balero de carga
Resorte (muñeco)
Gancho (cayuco)
Guarnido
Graseras
Perno de carga
Soporte de carga de las gafas
Seguro (lengua)
95
5.3.- Características del malacate neumático (ronco), principal y de sondeo.
Malacate principal
Función:
El malacate es un componente mecánico del sistema de elevación el cual
tiene como funciones principales:
Proporcionar fuerza de transmisión de características apropiadas que permiten
levantar cargas de tubería de trabajo, revestimiento y producción con los motores
del equipo; así como levantar y abatir mástiles con un sistema mecánico.
Transmite fuerza a la Catarina ó rueda dentada que mueve a la mesa rotaria en
la mayoría de los equipos.
Transmite fuerza a los cabrestantes (retornos) cuando se arma y desarma
tubería u otros accesorios, así como para ejecutar diversos trabajos con el cable
de maniobras.
Malacate Principal
96
Malacate de sondeo.
El malacate de sondeo es un componente mas que va situado en el malacate
principal, en la actualidad se utiliza para efectuar maniobras de toda índole en el piso
de perforación, sin olvidar que su labor principal es la de correr cualquier sonda pozo
abajo.
Antes de izar el mástil el guarnido del cable se efectúa a través del malacate de
sondeo.
Con el Equipo en operación se puede cambiar la polea viajera utilizando el
malacate de sondeo.
Se toman desviaciones.
En pozos depresionados y con aceite pesado (viscoso) se utiliza para sondear
los mismos achicando el pozo y provocando el brote para hacer fluir el pozo.
Comúnmente a estos malacates se les enreda cable de acero de 9/16‖ tipo
jirafa flexible.
Malacate Principal y Malacate de Sondeo
Malacate de Sondeo
97
Malacate de maniobras (Ronco)
Este malacate es de mucha utilidad en las
maniobras en el piso de perforación cundo el
equipo esta en operación. Con este malacate se
izan las lastrabarrenas y tuberías que se
introducen al pozo, este malacate es neumático y
opera con 120 lbs de aire.
Los hay para 5 tons y traen cable de acero
flexible de 5/8‖ tipo jirafa.
5.4.- Anclas e indicadores de peso.
Ancla de línea muerta.
Este accesorio consiste en un tambor de giro libre con brazo de palanca, en el
tambor se enrolla en cable de operación dando de dos a cuatro vueltas, el extremo
libre que viene del carrete de reserva, se fija al ancla mediante una grapa con estrías
de fricción sujeta con seis tronillos al brazo de palanca. Todo este conjunto se acopla
a su base respectiva con un perno de alta resistencia; existen varia marcas y el tipo
de cada una de ellas se combinara con el indicador de peso y diámetro de cable que
este utilizando el equipo.
Malacate de maniobras (Ronco)
Anclas de línea muerta
98
Mantenimiento
Mantenga limpia el ancla.
Aplique una capa de grasa en la superficie del cable enrollado en el carrete.
Lubrique los pasadores (pernos) del diafragma.
Engrase el perno principal del tambor móvil.
Verifique el desgaste de la ranura de la grapa que asegura el cable.
Inspeccione en cada turno los puntos que se indican en la siguiente figura.
Indicadores de peso.
Son instrumentos
básicos y de gran importancia
en la industria petrolera en la
rama de perforación y
mantenimiento a pozos. La
calibración y precisión de las
partes sensitivas que forman
estos instrumentos, dependen
del éxito de las operaciones
que se desarrollan en un pozo
Al momento de su intervención, sin dejar a un lado la experiencia del
perforador y encargado de operación de equipo.
Indicador de peso
Aguja indicadora de peso de la sarta
8 Líneas
10 Líneas
Aguja indicadora de peso para
perforar
99
Los indicadores de peso tienen como función, marcar el peso de la sarta de
tubería y accesorios que se introducen en un pozo durante su intervención, por
medio de agujas indicadoras y carátulas graduadas en miles de kilogramos o libras,
además detectan y manifiestan mediante la diferencia de peso el comportamiento de
la barrena, sarta de tubería o molinos durante la operaciones, anclajes de
empacadores, pescas así como un indicador de brotes.
5.5.- Tipos de elevadores.
Elevador de trabajo para tubería de perforación 18°
Este elevador se utiliza para meter y
sacar herramientas tubulares dentro del
pozo.
Elevador de cuñas
El elevador de cuñas es el más empleado en la rama de Mantenimiento de
pozos y Perforación se usa en tuberías de producción, con juntas integradas, siendo
las más usuales las siguientes: (ejemplo HYDRL HD 533, VAM)
Elevador de 18°
Elevador de cuñas
100
Elevador para introducir Tuberías de Revestimiento con coples
Estos elevadores se utilizan para
introducir tuberías de revestimiento con coples.
Elevadores tipo (Araña)
Los elevadores tipo araña comúnmente se
usan para introducir o recuperar tuberías de
revestimiento, con coples rectos o juntas
integrales. Están diseñados para manejar cargas
pesadas protegiendo las cuerdas de los coples,
ya que nos permiten accionar el mecanismo de
cuñas que estos tienen en su interior.
Dependiendo del peso de la T.R, el Inspector
Técnico de Perforación puede seleccionar la
capacidad del elevador a utilizar.
5.6.- Secuencia de actividades para guarnir, deslizar y cortar cables.
Deslizar cable.
1.- Cálculo de Tons-Km.
2.- Acuerdan efectuar el deslizamiento del cable.
3.- Junta de operación y seguridad.
4.- Colgar la polea viajera.
5.- Comprobar el colgado de la polea viajera.
6.- Verificar instalaciones de tornillos topes en el ancla.
Elevador para Tubería de Revestimiento
Elevadores arañas para tubing Lees y TR.
101
7.- Retirar abrazaderas del ancla.
8.- Medir la longitud de cable a deslizar
9.- Verificar la función para deslizar cable por corona y estabilizadores
10.- Deslizar la longitud de cable seleccionado.
11.- Instalación nuevamente de la abrazadera del cable principal en el ancla.
Cortar cable
1.- Acuerdan cortar cable.
2.- Despejar el piso quitar tolvas y colgar la polea viajera en el piso.
3.- Extracción del cable del carrete.
4.- Inspección del cable.
5.- Desanclaje del cable en el carrete del malacate.
6.- Calibración del tambor del malacate y cable.
7.- Preparación para cortar el cable.
8.- Efectuar el corte del cable.
9.- Anclaje del cable en el tambor del malacate
10.- Enrollado del cable en el malacate.
11.- Instalación de tolvas.
12.- Quitar el cable de la polea.
13.- Proteger el cable principal.
102
CAPITULO 6
6.- SISTEMA DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL
6.1.- Tipos, operaciones y arreglos de preventores.
Durante las operaciones de perforación si llegara a manifestarse un brote, el
sistema de control superficial deberá tener la capacidad de proveer el medio
adecuado para cerrar el pozo para circular el fluido invasor fuera de el.
El control de un pozo lo constituyen generalmente en la superficie, los
sistemas independientes que son el de circulación y el de preventores de reventones.
Los tipos de preventores más usuales son:
Preventor sencillo de Arietes ( Ejemplo Camerón Tipo “U”)
Preventores Doble de Ariete (Ejemplo Compacto Tipo “UL”)
Preventor Anular Esférico (Ejemplo Camerón, Shaffer, Hidryll…etc.)
Tipo Submarino
La clasificación típica de las recomendaciones del Instituto Americano del
Petróleo (A.P.I.), para conjuntos de preventores se basa en el rango de operación de
trabajo de acuerdo a los arreglos de las recomendaciones del API RP 53
103
Ejemplos:
Rango de Presión de
Trabajo
Rango de Presión de
Trabajo
Lbs/ Pg2 Kg/Cm
2
2M 2000 141
3M 3000 211
5M 5000 352
10M 10,000 703
15M 15,000 1,055
Preventor de arietes ―U‖ sencillo
Rango de Presión de Trabajo de Preventores
104
Arreglo de preventores terrestre y marino
BRIDAS Y ANILLOS.
Las conexiones más usuales en el sistema de control superficial, son las
bridas con juntas de anillo metálico. Existen básicamente dos tipos:
El tipo 6B que corresponde al rango de presión de trabajo de 2,000; 3,000 Y
5,000 Ib/pg2.
El tipo 6BX el cual es para rangos de 10, 000 y 15, 000 Ib/pg2 Y hasta 20, 000
Ib/pg2 de presión de trabajo.
Este tipo de bridas se incluyen para 5000 Ib/pg2 cuando se trate de tamaños
de 13 5/8 Y 16 1/2 pg.
105
De acuerdo a la recomendación API 6A las bridas tipo 68 poseen asientos
ranurados de fondo plano de forma octagonal y ovalada (siendo esta última forma
obsoleta). Las bridas 6B pueden usar anillos tipo R o RX.
Los anillos tipo R son de forma ovalada y octagonal, pero el anillo ovalado
tiene la limitante de usarse solo en la ranura de la brida de igual forma.
ANILLOS DE PRESIÓN API TIPO “R”
RANURA
“R – OCTAGONAL” “R – OVALADO”
ANILLO ENERGIZABLE API TIPO RX
ORIFICIO DE PASO DE PRESIÓN
RANURA
106
La brida tipo 6BX usa únicamente anillo BX. Los anillos BX y RX no son
intercambiables, pero ambos proveen un sello de presión energizada.
La característica principal de los anillos con sellos energizados, es evitar que
el peso del conjunto de preventores y las vibraciones deformen los mismos anillos y
aflojen los birlos de las bridas.
Esto ocasionaría el aflojamiento de los tomillos del conjunto de preventores,
los cuales tendrían que apretarse periódicamente; además no deben instalarse
anillos que se hayan usado con anterioridad.
No debe usarse caucho, teflón u otro material elástico para recubrir los anillos.
La siguiente tabla contiene los tipos de anillos y bridas, usados en los conjuntos de
preventores.
ANILLO ENERGIZANTE API TIPO BX
ORIFICIO DE PASO
DE PRESIÓN
RANURA
107
BRIDAS Y ANILLOS EN EL CONJUNTO DE PREVENTORES
PRESIÓN DE TRABAJO lb/pg2 TAMAÑO NOMINAL pg
TIPO DE ANILLO
RX BX
500 (0.5 M) 29 1/2 95 -
2 000 (2 M) 16 3/4 65 -
21 1/4 73 -
26 3/4 - 167
3 000 (3 M) 7 1/6 45 -
9 49 -
11 53 -
13 5/8 57 -
20 3/4 74 -
26 3/4 - 168
5 000 (5 M) 7 1/6 46 -
11 54 -
13 5/8 - 160
16 3/4 - 162*
18 3/4 - 163
21 1/4 - 165
10 000 (10 M) 7 1/6 - 156
9 - 157
11 - 158
13 5/8 - 159
16 3/4 - 162
18 3/4 - 164
21 1/4 - 166
15 000 (15 M) 7 1/6 - 156
9 - 157
11 - 158
13 5/8 - 159
20 000 (20 M) 7 1/6 - 156
108
6.2.- PARTES Y OPERACIÓN DE LA UNIDAD ACUMULADORA PARA OPERAR LOS
PREVENTORES
Unidad para operar preventores (Koomey)
El sistema de control que acciona el arreglo de preventores, permite aplicar la
potencia hidráulica suficiente y confiable para operar todos los preventores y válvulas
hidráulicas instaladas. Las prácticas recomendadas API RP-16E del Instituto
Americano del Petróleo y el Reglamento del Servicio para el Manejo de Minerales
(MMS) establecen los requerimientos que se deberán tener en cuenta para la
selección de una adecuada unidad de cierre en función al tamaño, tipo y número de
elementos hidráulicos que serán operados para lograr un cierre. Los elementos
básicos de un sistema de control son:
Deposito almacenador de fluido
Acumuladores
Fuente de energía – unidades de cierre
Consolas de control remoto
Válvula de control para operar los preventores.
Consola de control remoto
109
DIAGRAMA ESQUEMÁTICO DEL SISTEMA SUPERFICIAL, PROVISTO DEL BANCO DE ENERGÍA ADICIONAL (N2) PARA
ACCIONAR EL CONJUNTO DE PREVENTORES.
110
DESCRIPCIÓN DE LAS PARTES DE LA UNIDAD ACUMULADORA. (KOOMEY)
No PARTES No PARTES
1.- Acumuladores. 21.- Manómetro en el sistema acumulador.
2.- Válvulas aisladoras. 22.- Filtro para fluido en el sistema
acumulador.
3.- Válvula de seguridad del banco de
acumuladores. 23.-
Válvula reguladora y reductora de
presión.
4.- Filtro en línea suministro de aire. 24.- Manómetro en el múltiple de distribución
de fluido.
5.- Lubricador de aire. 25.- Ramlok para aislar la válvula reductora de
presión.
6.- Manómetro en línea de aire. 26.- Válvula reguladora y reductora impulsada
por aire.
7.- Interruptor de presión hidroneumático 27.- Manómetro del Preventor anular.
8.- Válvula para aislar el interruptor
hidroneumático. 28.- Válvulas de cuatro vías (Ramloks).
9.- Válvula de suministro de aire a bombas
hidráulicas. 29.- Válvula de purga.
10.- Válvulas de cierre en línea de succión. 30.- Caja de empalme de aire.
11.- Filtros en línea de succión. 31.- Transmisor de presión del Preventor
anular.
12.- Bombas hidráulicas impulsadas por
aire. 32.-
Transmisor de presión del múltiple de
distribución de fluido.
13.- Válvulas de retención (check). 33.- Transmisor de presión del sistema
acumulador.
14.- Motor eléctrico y arrancador de bomba
triple. 34.-
Válvula neumática reguladora de presión
Preventor anular.
15.- Bomba triple hidroeléctrica. 35.- Selector regulador de presión del
Preventor anular.
16.- Válvula de cierre en línea de succión. 36.- Válvula de seguridad del múltiple de
distribución de fluido.
17.- Filtro en línea de succión. 37.- Tapones del tanque de almacenamiento.
18.- Válvula de retención (check). 38.- Cilindros con Nitrógeno.
19.- Válvula aisladora de la bomba
hidroeléctrica. 39.-
Manómetro del banco de energía
adicional.
20.- Interruptor de presión hidroeléctrica 40.- Válvula maestra del banco de energía
adicional.
111
PARTES FUNCIÓN
1.- ACUMULADORES.
Su presión de trabajo es de 3,000 Ib/pg2 Y la presión de precarga con Nitrógeno
de 1,000 a 1,100 Ib/pg2
Se tiene que verificar la presión de precarga en cada
botella cada 30 días, las botellas deben contener solamente nitrógeno, ya que el
aire y otros gases pueden causar fuego o explosión.
2.- VÁLVULAS AISLADORAS DEL
BANCO ACUMULADOR.
Normalmente deben estar abiertas y cerradas cuando desee aplicar una presión
mayor de 3,000 Ib/pg2 o cuándo realice pruebas de efectividad de tiempo de
respuesta del sistema.
3.- VÁLVULA DE SEGURIDAD DEL
BANCO ACUMULADOR. Está calibrada para abrir a 3,500 Ib/pg
2
4.- FILTRO DE LA LÍNEA SUMINISTRO
DE AIRE. Debe limpiarlo cada 30 días
5.- LUBRICADOR DE AIRE. Debe usar lubricante SAE -10 o equivalente y ajustarlo para que provea seis
gotas de aceite por minuto, además de revisarlo Semanalmente.
6.- MANÓMETRO INDICADOR DE LA
PRESIÓN DE LA LÍNEA DE
SUMINISTRO DEL AIRE.
Rango de presión de O - 300 Ib/pg2
7.- INTERRUPTOR DE PRESIÓN
AUTOMÁTICA HIDRONEUMÁTICO.
Normalmente está regulado para cortar a 2,900 Ib/pg2 en unidades que cuentan
con bombas de aire y bomba eléctrica. Cuándo la presión en el Sistema
desciende a 2,700 Ib/pg2
automáticamente permite que el aire fluya y arranque
la bomba. Para incrementar la presión de corte, gire la tuerca que ajusta el
resorte de izquierda a derecha y de derecha a izquierda para disminuirla.
8.- VÁLVULA PARA AISLAR EL
INTERRUPTOR DE PRESIÓN
AUTOMÁTICO HIDRONEUMÁTICO.
Normalmente ésta válvula debe encontrarse cerrada. Cuándo se requieran
presiones mayores de 3,000 Ib/pg2, primero cierre la válvula que aísla la bomba
eléctrica (19) gire la válvula (25) hacia la derecha (alta presión) y finalmente
abra esta válvula, lo que permitirá manejar presiones hasta de 5,500 Ib/pg2.
9.- VÁLVULAS PARA SUMINISTRAR
AIRE A LAS BOMBAS
HIDRÁULICAS IMPULSADAS POR
AIRE.
Normalmente deben estar abiertas.
10.- VÁLVULAS DE CIERRE DE
SUCCIÓN. Siempre permanecerán abiertas
11.- FILTROS DE SUCCIÓN. La limpieza se realizará cada 30 días.
12.- BOMBAS HIDRÁULlCAS
IMPULSADAS POR AIRE.
Este tipo de bombas operan Con 125 Ib/pg2 de presión de aire. Cada Ib/pg
2 de
presión de aire produce 60 Ib/pg2 de presión hidráulica.
13.- VÁLVULAS DE CONTRAPRESIÓN
(CHECK).
Su función es permitir reparar o cambiar las bombas hidroneumáticas sin perder
presión en el banco acumulador.
112
PARTES FUNCIÓN
14 MOTOR ELÉCTRICO Y
ARRANCADOR.
El motor eléctrico opera con tensión eléctrica de 220 a 440 voltios, 60 ciclos,
tres fases; la corriente requerida depende de la potencia del motor. El
arrancador acciona y para automáticamente el motor eléctrico que controla la
bomba triplex o dúplex; trabaja conjuntamente con el interruptor manual de
sobre control para accionar o parar. El interruptor de control debe estar en la
posición "auto‖. (14)
15.- BOMBA TRIPLEX (O DUPLEX)
ACCIONADA POR MOTOR
ELÉCTRICO.
Cada 30 días se debe revisar el nivel (SAE-30W). Además se tiene que revisar
el nivel de aceite en la coraza de la cadena (30 ó 40W), el cual debe llegar
hasta el tapón de llenado.
16.- VÁLVULA DE CIERRE DE
SUCCIÓN. Normalmente debe estar abierta
17.- FILTRO DE SUCCIÓN. Efectúe su limpieza cada 30 días
18.- VÁLVULA DE CONTRAPRESIÓN
(CHECK).
Su función es permitir reparar el extremo hidráulico de la bomba sin perder
presión en el Sistema.
19.- VÁLVULA AISLADORA DE LA
BOMBA HIDROELÉCTRICA
Debe estar abierta normalmente y sólo tiene que cerrarla cuando vaya a
generar presiones mayores de 3,000 Ib/pg2 con las bombas hidroneumáticas.
20.- INTERRUPTOR DE PRESIÓN
AUTOMÁTICO
HIDROELÉCTRICO.
El motor de la bomba hidroeléctrica arranca automáticamente cuando la
presión en el banco acumulador desciende a 2700 Ib/pg2 y para cuando la
presión llega a 3,000 Ib/pg2. Al ajustar la presión de paro del motor eléctrico,
quite el protector del tomillo regulador y gírelo en sentido contrario a las
manecillas del reloj para disminuir la presión o en el sentido de las mismas
manecillas para incrementar la presión. Para ajustar la presión de arranque del
motor eléctrico quite la tapa a prueba de explosión, purgue la presión del
sistema a la presión de arranque deseada y mueva la rueda de ajuste hacia
arriba, hasta que el motor arranque.
21.- MANÓMETRO INDICADOR DE LA
PRESIÓN EN EL SISTEMA
ACUMULADOR.
Rango de presión de 0- 6,000 Ib/pg2
22.- FILTRO PARA FLUIDO EN EL
SISTEMA ACUMULADOR. Revisarlo cada 30 días.
23.- VÁLVULA REGULADORA Y
REDUCTORA DE PRESIÓN
Reduce la presión del Sistema a 1,500 Ib/pg2 para operar los Preventores de
arietes y las válvulas con operador hidráulico.
24.- MANÓMETRO INDICADOR DE
PRESIÓN EN EL MÚLTIPLE DE
DISTRIBUCIÓN DE FLUIDO.
Para ajustar esta válvula, primero afloje la tuerca candado de la manija y gírela
hacia la derecha para incrementar la presión y hacia la izquierda para reducirla,
observando siempre el manómetro al fijar la presión en el regulador del múltiple
de distribución; finalmente, apriete la tuerca candado de la manija. (24)
25.- VÁLVULA PARA AISLAR LA
VÁLVULA REDUCTORA DE
PRESIÓN.
Rango de presión de O -10,000lb/pg2
26.- VÁLVULA REGULADORA Y
REDUCTORA DE PRESIÓN
IMPULSADA POR AIRE.
Debe estar en posición abierta, y cuando se necesiten aplicar presiones
mayores de 1,500 Ib/pg2 a los preventores de arietes, gírela a la posición de
cerrada, así se aísla la válvula (23).
113
PARTES FUNCIÓN
27.- MANÓMETRO INDICADOR DE
PRESIÓN DEL PREVENTOR
ANULAR.
Rango de presión de O -3,000 Ib/pg2.
28.- VÁLVULAS DE CUATRO VÍAS. Permiten cerrar o abrir los preventores y las válvulas hidráulicas instaladas.
29.- VÁLVULA DE PURGA. Normalmente debe estar cerrada. Esta válvula debe mantenerse abierta cuando
se precargan las botellas del acumulador.
30.- CAJA DE EMPALME DE AIRE. Se usa para conectar las líneas de aire en el Sistema a las líneas de aire que
vienen del tablero de control remoto.
31.- TRANSMISIÓN DE PRESIÓN
NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN
DEL PREVENTOR ANULAR.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que la presión del
manómetro del preventor anular en el tablero remoto sea igual a la del
manómetro del Sistema. (27)
32.- TRANSMISOR DE PRESIÓN
NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN
DEL MÚLTIPLE DE FLUIDO.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro de los
preventores de arietes en el tablero remoto registre la misma presión que el
manómetro del Sistema. (24)
33.- TRANSMISOR DE PRESIÓN
NEUMÁTICA PARA LA PRESIÓN
DEL SISTEMA ACUMULADOR.
Ajuste el regulador de presión del transmisor, para que el manómetro que indica
la presión del acumulador en el tablero remoto registre la misma presión que el
manómetro del Sistema. (21)
34.- VÁLVULA NEUMÁTICA
REGULADORA DE LA VÁLVULA
(26).
Se utiliza para regular la presión de operación del Preventor anular. El giro a la
izquierda disminuye presión y a la derecha la incrementa. Vigile siempre el
manómetro cuando ajuste la presión. (27)
35.- SELECTOR DE REGULADOR DE
PRESIÓN DEL PREVENTOR
ANULAR.
Se usa para seleccionar el tablero (unidad o control remoto) desde donde se
desea controlar la válvula reguladora (26).
36.- VÁLVULA DE SEGURIDAD DEL
MÚLTIPLE DISTRIBUIDOR DE
FLUIDO.
Está regulada para que abra a 5,500 lb/pg2.
37.- TAPONES DEL TANQUE DE
ALMACENAMIENTO.
Son dos de 4‖ y se utilizan para cargar y descargar el fluido de operación. Y
observar fugas en las válvulas de 4 pasos RAM-LOCK
38.- CILINDROS CON NITRÓGENO.
Son la fuente de energía independiente que podrá utilizarse como ultimo
recurso para cerrar el pozo cuando se presente una emergencia.
39.- MANÓMETRO DEL BANCO DE
ENERGÍA ADICIONAL.
Este manómetro deberá tener como mínimo 80 kg/cm² de N2,
40.- VÁLVULA MAESTRA DEL BANCO
DE ENERGÍA ADICIONAL
Válvula general de N2 que al abrirla acciona el cierre del conjunto de
preventores.
114
6.3.- Medidas de seguridad en la instalación y desmantelamiento de los
preventores
Es conveniente que usted tenga presente algunas recomendaciones y normas
de seguridad que se emplean en el conjunto de preventores de su instalación y su
operación, permitiéndole con esto un adecuado manejo de los mismos y un mayor
rendimiento en su área de trabajo.
Antes de su instalación
La medida y capacidad del preventor deberá ser igual que la del cabezal donde
se va a instalar.
Efectúe la revisión del preventor en posición correcta.
Abra los bonetes del preventor, revise el empaque y las pistas de sello.
Verifique que los empaques frontales y superiores de los arietes (rams) estén en
buenas condiciones.
Revise la operación de los tornillos candado (yugo), ésta deberá ser fácil y
rápida.
En conjunto los preventores dobles de 350 kg/cm² (5000lb/pg²). y de 700 kg/cm²
(10,000lb/pg²) los arietes (rams) ciegos se colocan en el preventor de en medio y
los arietes de tubería en el preventor superior e inferior, siempre y cuando sea
del mismo diámetro la tubería.
Al cerrar los bonetes, apriete adecuadamente los tornillos en forma de cruz.
Pruebe la hermeticidad del cierre.
Instale y pruebe las líneas de 1 pg de los preventores.
Revise la operación de los arietes (rams) verificando el movimiento de los
vástagos contra la presión de operación.
Limpie y revise las pistas para los anillos metálicos empacadores en las bridas.
El anillo metálico empacador será del rango adecuado para las bridas que se
unan y deberá ser invariablemente nuevo.
115
Verifique las medidas y cantidades de birlos y tuercas que se van a usar y
repáselos, al colocarse deben quedar repartidos.
Revise las pistas de sello de las bridas laterales e instale las válvulas
respectivas.
Compruebe que la cantidad de birlos y tuercas para las bridas laterales sea
adecuada y de la medida correcta.
Mediante su instalación
Maneje los preventores usando cable de acero de 1pg o mayor diámetro (no los
maneje con los cáncamos, éstos se usa solo para cambio de arietes o rams.
Inspeccione nuevamente la ranura de sello inferior y la del cabezal de la T.R.
Lave y seque las ranuras e instale el anillo metálico empacador correctamente;
éste deberá ser nuevo.
Proteja la boca del pozo mientras se efectúa la operación de instalación del
preventor.
Oriente los preventores al sentarlos en el cabezal e introduzca cuatro birlos para
utilizarlos como guías. Siéntelos con precaución para no dañar el anillo metálico
empacador.
Revise que el apriete de los birlos se efectúe en forma de cruz hasta lograr el
apriete adecuado (dejándolos repartidos).
En caso de instalarse dentro de un contrapozo profundo deberá darse la altura
adecuada para lograr la apertura de los bonetes. (use carretes espaciadores).
Antes de conectar las mangueras metálicas de 1pg, selecciónelas e instálelas
correctamente al preventor.
Instale el sistema de operación manual de los preventores.
Compruebe la instalación del preventor con respecto al pozo y mesa rotaria.
Instale la campana con su línea de flujo (línea de flote).
Los cáncamos deberán permanecer conectados en el cuerpo del preventor.
116
Durante su operación
Revise que la presión hidráulica de operación del múltiple de los preventores
permanezca en 105kg/cm² (1,500lb/pg²).
Deberá probarse la efectividad del conjunto de preventores a su capacidad de
trabajo con la mayor brevedad posible después de su instalación.
Siempre deberá estar instalado el sistema de operación manual a los
preventores. (Crucetas, extensiones, volantes, seguros y soportes).
Los tornillos candado (yugos) deberán permanecer engrasados.
En las líneas de operación de los preventores no deberán existir fugas.
Revise periódicamente el apriete de la tornillería de los preventores y válvulas
laterales.
Opere con frecuencia los arietes (rams) para la tubería y los ciegos normales o
de corte al terminar de sacar la tubería, compruebe la operación de los vástagos
contra la presión de operación (cierre los arietes con un tramo de una lingada,
dentro del pozo con excepción del ciego o corte).
Inspeccione que las líneas de matar y estrangular estén conectadas a las
válvulas laterales del preventor o al carrete de control.
Al efectuar un cambio de arietes (rams) al conjunto de preventores, debe ser en
el menor tiempo posible.
Al cambiar los arietes (rams), revise los sellos de los bonetes y sus pistas. Al
cerrarlos apriete correctamente los tornillos.
El agujero de paso del conjunto de preventores deberá permanecer centrado
respecto a la tubería y a la mesa rotatoria.
Durante la operación, si se observa movimiento en el conjunto de preventores,
debe sostenerse a la subestructura por medio de tensores.
Durante la intervención del pozo se deberán tener arietes (rams) de las medidas
de las tuberías que se manejan, así como elementos de sellos de los arietes
(rams) y los bonetes.
117
Descripción del Preventor Anular (Esférico)
Se le denomina con este nombre a la unidad que forma parte del conjunto de
preventores, y tiene como principal característica, efectuar cierres herméticos a
presión sobre cualquier forma o diámetro o herramienta que pueda estar dentro del
pozo.
Este preventor jamás deberá cerrarse si no hay tubería dentro del pozo. Estos
preventores se emplean con el uso de un elemento grueso de hule sintético que se
encuentra en el orificio interno del mismo y al operarlo, se deforma concéntricamente
hacia el interior del preventor, ocasionando el cierre parcial o total del pozo. El hule
estando en posición abierta tiene el mismo diámetro de paso del preventor. Además
permite el paso o giro de tuberías aún estando cerrado (esta operación se debe
efectuar regulando la presión de trabajo a su mismo valor de sello). Al detectar un
brote con tubería dentro del pozo, se cerrará el preventor adecuado (de arietes o
anular esférico). El preventor anular esférico deberá ir colocado en la parte superior
de los preventores de arietes, debiendo ser de las mismas características. Los más
usados son de 21¼, 16¾, 135/8, 11 y 71/6‖, con presiones de trabajo de 2000 a
10,000lb/pg².
Preventor anular (esférico)
118
CAPITULO 7
SARTAS DE PERFORACIÓN Y PRODUCCIÓN
7.1.- Características y manejo de la tubería de perforación y producción
(grados, roscas, etc.)
¿Que es una tubería de perforación?
La tubería de perforación es una barra de acero hueca utilizadas para llevar a
cabo los trabajos durante la operación de la perforación. Generalmente se le conoce
como tubería de trabajo, porque esta expuesta a múltiples esfuerzos durante las
operaciones.
Descripción de los componentes de la tubería de perforación Tubo de perforación: Es una envolvente cilíndrica que tiene una longitud
determinada, con diámetro exterior, diámetro interior, recalcados, conexión caja
piñón, diámetro exterior de junta, espesor de pared y marca de identificación.
Tubos de perforación
119
A continuación describiremos brevemente éstos componentes: Longitud: es la medida que tiene el tubo de la caja al piñón.
La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango A.P.I. de
longitud:
27 a 30 pies (8.5 a 9.5 metros).
Diámetro exterior: Es la medida que tiene un tubo en su parte externa.
Diámetro interior: Es la medida interna de un tubo de perforación.
Recalcado: la tubería de perforación tiene un área en cada extremo, la cual
tiene aproximadamente 6‖ de longitud, llamado recalcado: Los recalcados son
necesarios en los tubos para los cuales las juntas soldadas son colocadas.
El recalcado es la parte más gruesa del tubo y prevé una superficie de
contacto satisfactoria para la soldadura de las juntas.
Este recalcado permite un factor de seguridad adecuado en el área soldada
para proveer resistencia mecánica y otras consideraciones metalúrgicas. La junta es
también hecha con un cuello soldado, para asegurar una superficie de contacto
considerable durante la soldadura.
Conexión caja-piñón: es el punto donde se realiza el enlace de la caja de un
tubo con el piñón de otro tubo.
Diámetro exterior de la junta: es la medida que resulta de la unión de la caja
con el piñón de un tubo de perforación.
Espesor de pared: Es el grosor (área transversal) que tiene la pared de un
tubo de perforación.
120
Marca de identificación: la información referente al grado y el peso de la
tubería de perforación se graba en una ranura colocada en la base del piñón;
excepto en la tubería grado E 75, ya que en ésta la marca de identificación se
encuentra en el piñón.
Nota: este marcaje se realiza en la compañía donde se fabrica la tubería, y por
ningún motivo el personal de perforación podrá alterar o marcar otro tipo de datos en
la tubería.
CÓDIGO PARA IDENTIFICAR EL PESO Y GRADO DE LA TUBERÍA DE TRABAJO.
Cuando el piñón no tiene ninguna
marca, es indicativo de que se trata de una tubería estándar en peso y grado.
Cua ndo la ranura se localiza en el
Centro del piñón, o sea en la sección de la llave, como se aprecia en la figura, la tubería será de grado estándar y alto peso.
Si la ranura se localiza en la base y
además tiene una acanaladura en la parte central de l piñón , o sea en la parte central donde se sujeta la llave, será una tubería de peso estándar y alta resistencia.
Si el piñón tiene la acanaladura en la
base y la ranura en el centro, se tratara de una tubería de alto peso y alta resistencia.
121
La clasificación que el API en las tuberías de trabajo en función a su desgaste
es la siguiente:
A.- Clase nueva: Es la tubería que conserva sus propiedades o que ha sufrido
como máximo un desgaste exterior uniforme del 12% en el cuerpo del tubo.
B.- Clase Premium: Las tuberías que se clasifican en esta categoría son aquellas
que han sufrido como máximo un desgaste exterior uniforme del 12 al 20%
C.- Clase 2: En esta clasificación se ubican las tuberías que han perdido entre el
12.5 y el 20% del área de acero del cuerpo del tubo en forma excéntrica; y
además en algún punto el espesor de pared es del 65% del espesor original
como máximo; esta condición se toma como base para evaluar la capacidad de
resistencia de la tubería de esta clase. A la presión interna, colapso y torsión.
D.- Clase 3: Cuando una tubería se desgasta del 20 al 37.5% del área del acero
original en forma excéntrica cae en esta clasificación.
CÓDIGO DE GRADOS
GRADO ESTÁNDAR GRADO DE ALTO ESFUERZO
GRADO SÍMBOLO GRADO SÍMBOLO N-80 N X-95 X
E-75 E G-105 G
C-75 C P-110 P
S-135 S
V-150 V
CÓDIGO DE PESO DE TUBERÍAS
DIÁMETRO EXTERIOR
pg
PESO NOMINAL
lb/pg
ESPESOR DE PARED
pg
NUMERO DE CÓDIGOS
2 3/8
4.85 6.65*
0.190 0.280
1 2
2 7/8
6.85
10.40*
0.217
0.362
1
2
3 1/2
9.50
13.30* 15.50 11.85
14.00* 15.70
0.254
0.368 0.449 0.262
0.330 0.380
1
2 3 1
2 3
4 1/2
13.75
16.60* 20.00
0.271
0.337 0.430
1
2 3
122
*Indica peso estándar
CÓDIGO DE COLORES PARA IDENTIFICAR TUBERÍA
DE TRABAJO Y SU CONEXIÓN
CLASIFICACIÓN DE LA TUBERÍA Y SU CONEXIÓN
COLORES Y NÚMERO DE
BANDAS
ESTADO DE LA
CONEXIÓN
COLOR DE LAS
BANDAS
NUEVA 1 BLANCA DESECHO O
REPARABLE EN TALLER
ROJA PREMIUM 2 BLANCA
CLASE 2 1 AMARILLA
CLASE 3 1 AZUL REPARABLE EN LOCALIZACIÓN
VERDE CLASE 8 1 VERDE
DESECHO 1 ROJA
Conocimientos Básicos para medir Tubería de Perforación
Para medir tubería de perforación se debe de tener siempre presente que la
longitud de un tubo abarca desde la caja de éste hasta la base del piñón. Nunca se
debe de incluir el piñón para determinar el largo, ya que al unirse el piñón con la caja
de otro tubo éste se pierde al quedar dentro de la caja. La medición se realiza
estando colocado el tubo en la rampa, utilizando una cinta métrica de acero de 30m.
Para determinar el diámetro exterior de un tubo se utiliza un calibrador de
compás, una regla o un flexómetro. Se coloca el compás en el cuerpo del tubo y con
la regla o el flexómetro, se mide la distancia que hay entre un extremo y otro del
compás. Esta distancia es el diámetro exterior del tubo.
BANDAS PARA IDENTIFICAR EL ESTADO DE LA CONEXION
BANDAS PARA CLASIFICAR LAS CONEXIONES Y LA TUBERIA
123
Calibración de la Tubería de Perforación. La calibración se realiza para verificar que el interior del tubo este libre de
obstáculos (estopa, madera, etc.), o que no este colapsado.
Si no se calibra el tubo se mete, dañado o con basura, al pozo, esto puede
provocar que las toberas se obstruyan y se tape la barrena. Por lo que se tendría que
efectuar un viaje a la superficie lo que retrasaría las operaciones de perforación.
La calibración, con el calibrador API (en el campo se le conoce como conejo)
se lleva a cabo estando colocado el tubo sobre la rampa deslizadora, el tubo debe
conservar el guardarrosca.
Al momento que se va a introducir el tubo al hoyo de conexión rápida, se retira
el guardarrosca del piñón y se recupera el calibrador, volviendo a colocar el
guardarrosca.
En caso de que no salga el calibrador, se deberá evitar la posición del tubo
para introducir un objeto pesado, por ejemplo un perno, que desplace el calibrador
para recuperarlo y evaluar si se puede ocupar ese tubo o se debe de remplazar.
Calibrador de Madera y Tubular (Conejo)
124
MANEJO Y USO DE TUBERÍA DE PERFORACIÓN
Enrosque de tubería
Antes de efectuar el enrosque se debe de verificar que tanto el piñón como la
caja no tengan que el empaque que sirve de apriete al guardarrosca, también se
recomienda limpiar con diesel la rosca de la caja y del piñón para retirar la película
adhesiva que contienen.
A continuación se debe de aplicar grasa a la caja y al piñón, ya que pueden
ocurrir amarres por no contar con una película separadora. Las grasas compuestas
para roscas proporcionan esta película y así mismo también ayudarán a minimizar el
apriete excesivo.
Actualmente se esta utilizando la llave de rolar neumáticos y/o hidráulicos, que
realiza la misma función pero de una forma más segura. Este sistema esta montado
en el piso de perforación del equipo y es capaz de manejar desde tubería de
perforación de 2 3/8‖ hasta lastra barrenas de 8‖ D.E.
El sistema incluye la llave de rolar modelo SSW-20, 30 y 40 y la llave de
torsión TW-60. Las llaves de rolar y de torsión están colocadas en una estructura de
acero recia, montada en 2 carriles y se mueve al agujero de conexiones rápidas al
pozo. Estando enroscado el tubo se coloca la llave de aguante en la caja y la llave de
apriete en la base del piñón. En seguida realice el apriete de acuerdo al rango
recomendado. Se recomienda que la llave de apriete queden en posición de 90° para
que el apriete sea efectivo.
El diámetro (instalado al lado del indicador de peso), le indicará al perforador
el rango de apriete que están efectuando las llaves, soltando la perilla cuando se
llegue al apriete recomendado. Recomendaciones:
125
Cuando se trata de tubería nueva, puede ser posible que queden residuos de
la película protectora en las rosca, por lo que es recomendable quebrar limpiar la
cuerda y volver a apretar para eliminar completamente estos residuos.
TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
Función de la Tubería de Producción.
Tubería de producción es el elemento tubular a través del cual se conducen
hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo, o bien, lo fluidos inyectados de
la superficie hasta el yacimiento.
Manejo y uso de Tubería de Producción.
La tubería que se va a introducir primero al pozo deberá quedar en la parte
superior de los cargadores.
Retirar los protectores de rosca martillando el cople, si el protector esta amarrado
debe desenroscarse con ayuda de llave, si lo tramos llegan por alguna
circunstancia sin protector será necesario inspeccionarla.
Retirar los protectores de rosca sólo del tramo que se va a utilizar.
Al calibrar la tubería se deberá utilizar los calibradores adecuados de acuerdo al
drift de la tubería, dependiendo del peso y diámetro de la misma.
Limpiar las juntas y protectores con solventes y agua, secarlas con aire.
Al aplicar la grasa a las juntas se deberá colocar los protectores.
Revisar que la polea viajera esté alineada con la mesa rotaria.
Revisar el correcto funcionamiento de la llave de apriete y computadora a utilizar.
Revisar que la línea del cabestrante que suspende a la llave permita el
movimiento vertical (checar si es cable resistente o cabestrante).
El resorte vertical de compensación de la llave deberá permitir el movimiento
vertical de la pérdida del enrosque.
126
Seleccionar las mordazas de la medida correcta y que estén en buenas
condiciones, la mordaza de aguante deberá estar paralela a la mordaza de
desenrosque.
El (los) elevador (es) deberá (n) estar en buenas condiciones y ser el (los)
adecuado (s) para el diámetro (s) y tipo (s) que esté (n) manejando.
Utilizar cuñas normales y revisarse antes de usarlas, verificando que todas las
secciones trabajen al mismo tiempo.
Revise el elevador y las cuñas frecuentemente, por lo tanto los dados deben
revisarse y cambiarse en caso necesario.
Verificar que el diámetro de los arietes sea el diámetro de la tubería.
Exigir a las compañías de servicio que maneja las llaves hidráulicas un
certificado de calibración reciente.
No deberán utilizarse las llaves de fuerza para tubería de perforación en la
desconexión de tubería de producción (solo en casos especiales).
Los valores mínimos que se enumeran en las tablas de apriete de acuerdo al
diámetro, grado y peso de las tuberías, corresponden al 75% de los valores
óptimos y los de apriete máximo 125%, todos los valores están redondeados a
los 10 pies- libra más próximos. En el campo deben utilizar los valores óptimos
de apriete. Este torque deberá alcanzar cuando menos dos segundos antes de
que opere el paro automático.
Al introducir la tubería al pozo.
Al levantar la tubería de los cargadores a la rampa o al piso de perforación
deberán tener colocados los protectores de rosca, así también evitar que la
tubería se flexione.
Cuando calibre la tubería verticalmente deberá hacerse con el guardarrosca
colocado, el calibrador deberá ser de drift especificado por las normas A. P. I. y
deberá estar completamente limpio.
Tratándose de tubería Premium, inspeccionar el sello de hilos de la rosca
después de haber retirado los protectores de rosca.
127
La aplicación de grasa, deberá ser en el piñón para cubrir las crestas y valles del
sello y el hombro del piñón. Nunca aplicar grasa cuando las roscas estén
mojadas.
Al conectar la tubería.
Durante la conexión de la tubería evitar que el piñón golpee a la caja u otra parte
del piñón.
Utilizar una guía de enchufe para conectar la tubería y mantener el tubo en
posición vertical.
Al iniciar a enroscar la tubería, las primeras cinco vueltas deben enroscarse en
baja velocidad, las cuñas deberán cubrir la mayor parte de la circunferencia de la
tubería. La velocidad mínima de rotación es de 3 r.p.m. El elevador no debe
restringir el movimiento del tubo.
Para acero de alta aleación iniciar el enrosque con todas las precauciones y en
baja velocidad.
Para aceros al carbón después de que la junta cae y esté alineada debe usarse
la llave en alta velocidad con poca aceleración, cualquier apriete antes de 1.5
vueltas antes de alcanzar el hombro puede generar problemas por lo cual será
necesario desenroscar y revisar la rosca.
Al terminar de enroscar
Para el apriete de accesorios debe prevenirse la flexión,
Cuando se utilicen llaves de aguante, asegurarse que la presión sea la suficiente
para prevenir el resbalamiento de la tubería, pero no excesivo para provocar un
colapso.
La posición de la llave deberá ser lo más cercano posible a la junta de 15 a 25cm
arriba del cople y lo más posible a las cuñas.
Una vez que se alcance el apriete, corroborando en la lectura del medidor de
apriete computarizado, debe desengancharse la llave y levantar la tubería para
sacar las cuñas.
128
Recuperación del Aparejo de Producción
Revisar el tiempo de operación de la tubería.
Tener en cuenta que el apriete para quebrar las juntas será mayor que el
requerido para apretar.
Se deben tener quijadas adecuadas al diámetro del cople o al recalcado de la
tubería.
Desconectar con velocidad mínimas y terminar con llave.
Las llaves deben abrazar el cuerpo del tubo a la misma altura que se apretó y
tener la llave de aguante para evitar la desconexión del cople del lado conectado
en fábrica.
La llave de aguante deberá ser colocada asegurando que este en contacto la
llave con el área del cople.
La altura de la llave debe ser la adecuada para evitar la flexión.
Para aceros de aleación
Una vez que quiebra y gira una vuelta debe seguir desconectándose en baja
velocidad.
Cuando se termina de desconectar, gira 1/3 de vuelta después de que cae la
rosca y proceder a levantar el tubo o lingada.
No mantener el peso del tubo sobre las cuerdas (ligeramente tensionada).
Para aceros al carbón
Una vez que se ha quebrado la junta y ha girado una vuelta deberá ser
desconectada el alta velocidad y debe ocurrir de 6 a 8 vueltas, suspender una
vez que ha caído la cuerda evitando así el daño que se pudiera originar a la
rosca. (El chango deberá mantener la tubería en posición vertical).
Asegúrese que la tubería no esté soportando el peso de la llave.
129
Recuperación o introducción de tubería en lingadas
La tubería debe estibarse en el mástil apoyada en los tablones de madera, con
sus protectores de piñón puestos, a la longitud de la parada debe ser lo
suficientemente larga para alcanzar los peines.
Al enroscar deberá tener mayor cuidado en el alineamiento de la parada, y que
este libre por el interior.
Es recomendable alternar la desconexión de las juntas para que todas queden
lubricadas y así la desconexión sea rápida.
7.2.- características y manejo de la tubería pesada (h.w.) y lastrabarrenas
TUBERÍA PESADA
Identificación de Tubería Pesada.
La tubería de perforación extra pesada (Heavy Weight). Es un componente de
peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería de
perforación. Proporcionando un cambio gradual de rigidez de la herramienta rígida a
frágil tubería de perforación, reduciendo la fatiga de ésta, al colocar tubería Heavy
Weight en el punto de transición.
Son tubos de pared gruesa unidos entre sí, por juntas extra largas, para
facilitar su manejo; tienen las mismas dimensiones de la tubería de perforación
normal, por su peso y forma, la tubería ―Heavy Weight‖ se pueden usar en
compresión, al igual que los lastra barrenas, un distintivo sobre saliente en el
recalcado central, que protege al cuerpo del tubo del desgaste por la abrasión, esta
sección recalcada actúa como un centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y
resistencia de la tubería ―Heavy Weight‖.
Otra ventaja, es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el
uso de la grapa de seguridad (collarín para herramienta).
130
Características de la tubería Heavy Weight.
Uniones de tubería (24‖ y 30‖ de longitud) (609.6 y 762 mm):
Más área de apoyo para reducir el desgaste del diámetro exterior.
Más longitud para cortar conexiones nuevas.
Más espacio para poner bandas de metal duro.
La pared gruesa da máximo peso por metro.
Larga sección central recalcada (24‖ de longitud) (609.6 mm).
Forma una sola pieza con la parte central del tubo.
Reduce el desgaste de la porción central del tubo.
Se puede reconstruir el diámetro exterior.
Ayuda a evitar la pegadura por presión diferencial.
Las conexiones se pueden suministrar con reelevadores de esfuerzo, tales como:
Caja de bore bac.
Espiga con ranura reelevadora de esfuerzo.
Raíces de rosca labradas en frío. Las uniones y la sección recalcada central se
pueden suministrar con bandas de metal duro.
Donde se usa la tubería de perforación Heavy Weigth.
Se usa en perforación direccional y vertical: quienes perforan pozos
direccionales han comprobado que la tubería Heavy Weigth es ideal para pozos muy
desviados por que es menos rígida que los tubos lastrabarrenas y el contacto con la
pared del pozo es mínimo. El distintivo de tres puntos de contacto con la pared de la
Heavy Weigth ha resuelto dos serios problemas en perforación direccional. Permite
perforar a alta velocidad de rotación con menor torsión. Eso reduce el desgaste y
deterioro de la sarta de perforación, a tiempo que simplifica el control direccional.
Además tiene mínima tendencia a pegarse por presión diferencial.
131
Como es menos rígida que los tubos lastrabarrenas. La Heavy Weigth, se
dobla más en la sección del tubo que en las uniones, La Heavy Weigth resiste
numerosos cambios de ángulo y dirección del pozo con mínimo de los problemas
asociados con la perforación direccional.
Tubo de perforación de pared gruesa (Heavy Weigth)
LASTRABARRENAS
¿Qué son lastrabarrenas?
Son barras de acero huecas utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación
y dar peso a la barrena durante las operaciones de perforación. También son
conocidas como Drill Collar.
Características de Lastrabarrenas
Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrenas:
1) Acabado de fábrica (liso).
Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale de la
fábrica, satisface todos los requisitos nominales.
Lastrabarrena liso
2) Diseño de espiral o licoidal.
Lastrabarrena de espiral
Reduce el área de contacto entre las lastrabarrenas y la pared del pozo,
evitando con esto pegaduras por presión diferencial en agujero abierto.
132
Lastrabarrenas en espiral
Diámetros y Pesos.
A continuación se le presenta una tabla donde podrá apreciar las dimensiones
y especificaciones de los lastrabarrenas.
Diámetro Exterior
(pg)
Diámetro Interior
(pg)
Peso (lb/pie)
Peso (kg/m)
Conexión Torque (lb/pie)
Diámetro de Barrena
(pg)
4 1/8 2 35 52 NC-31 6800 5 5/8
4 ¾ 2 50 74.5 NC-35 10800 6, 6 1/8
4 ¾ 2 ¼ 47 70.03 NC-35 9200 6 ½
4 ¾ 2 ¼ 47 70.03 NC-38 9900 6 ½
6 ¼ 2 13/16 83 123.67 NC-46 22200 8 ½
6 ½ 2 13/16 92 137.08 NC-46 22900 8 ½
7 ¼ 2 13/16 119 177.31 5½ API REG. 36000 9 ½
8 2 13/16 150 233.5 65/8 API REG.
53000 12½,14¾ 17½
9 ½ 3 217 323.33 75/8 API REG.
88000 26
9 ½ 3 ¼ 213 317.37 75/8 API REG.
83000 26
11 3 ¼ 295 439.55 85/8 API REG.
129000 36
11 3 299 445.51 85/8 API REG.
129000 36
133
CAPACIDAD Y DESPLAZAMIENTO DE LASTRABARRENAS
Desplazamiento: Es el volumen que desplaza un metal, de acuerdo a su libraje, al ser
introducido en un líquido.
Capacidad: Es el volumen interior que ocupa un fluido en un metro.
D. E.
PESO lb/pie
D. I. Pg
Desplazamiento lt/m
Capacidad lt/m
4 1/8
43 39 35
1 1 ½ 2
9.754 9.128 8.242
0.469 1.147 2.034
4 ¾
54 52 50
1 ½ 1 ¾ 2
10.276 9.859 9.389
1.147 1.564 2.034
6 ¼ 96 94 91
1 ¾ 2
2 ¼
18.205 17.736 17.214
1.564 2.034 2.556
5 ½
105 102 99
1 3/4 2
2 ¼
19.822 19.353 18.831
1.564 2.034 2.556
7 ¼
130 124 116
2 21/2 3
24.622 21.648 22.065
2.034 3.182 4.590
7 ¾ 144 136 128
1 1/2 3
3 ½
27.23 25.821 24.204
3.182 4.590 6.207
8 147 143 138
3 1 ¼
3 ½
27.856 27.073 26.239
4.590 5.373 6.207
9 ½ 216 212
3 3 ¼
41.186 41.210
4.560 5.352
11 299 295
3 3 ¼
56.720 55.961
4.560 5.352
134
CONOCIMIENTOS GENERALES PARA EL MANEJO DE LASTRABARRENAS
Al deslizar o levantar lastrabarrenas en la rampa, procure efectuar la maniobra
con los protectores adecuados.
Lavar las conexiones lo mejor posible.
Aplicar la cantidad normal de grasa para la herramienta en el piñón.
Al efectuar una conexión introduzca el piñón en la caja lentamente dando vueltas
a la lastra barrena para no golpear las rocas y asientos.
No rolar con la cadena el lastra barrena para efectuar el enrosque, esta
operación se efectúa con llave cadena o llave roladora.
Cuando se trate de lastrabarrenas nuevas, efectúe un apriete ligero sin llegar al
normal, afloje, lave la rosca y vuelva a apretar, pero ahora sí con los torques
requeridos, cheque que este libre de objetos calibre de adentro hacia fuera.
Tratándose de lastrabarrenas usadas, efectúe el apriete normal.
Izaje de lastrabarrenas.
Los protectores de rosca de acero fundido equipados con asa (agarradera) son
un buen medio para deslizar los lastrabarrenas hasta la rampa, y también para
proteger los rebordes de las roscas del piñón y de la caja de posibles golpes que
pueden sufrir durante las maniobras.
Se deben calibrar, al diámetro adecuado interior para verificar que se encuentre
libre de cualquier obstáculo (estopa, trapo, madera, etc.).
Colocar la madrina en la caja del lastra barrena y meter el lastra barrena, al
agujero de conexión rápida y con las llaves de fuerza aplicar la madrina un 50%
del torque normal de los lastrabarrenas, con el fin de evitar se desconecte
accidentalmente.
Nota: El trabajador que esté realizando el apriete deberá colocarse enfrente de la
caja, para evitar accidentarse si el lastra barrena se desliza hacia el muelle.
135
El perforador le quita el seguro al gancho. Enseguida le da vuelta al elevador
para centrarlo en dirección de la madrina y sentarlo lentamente en ella, por último
se cierra el elevador y se levanta, teniendo precaución que al retener el lastra
barrena se haga con el cable del ronco, desenroscar el guardarrosca del piñón y
verificar que el calibrador salga por la parte inferior del tubo (piñón).
CONEXIÓN Y DESCONEXIÓN DE LASTRABARRENAS Para realizar la conexión realice los siguientes pasos:
Sacar el candado del gancho.
Levantar el Lastrabarrena, con precaución.
Engrasar la caja del lastra barrena que está en las cuñas con su grapa de
seguridad (collarín) debidamente colocado.
Bajar lentamente el Lastrabarrena hasta que el piñón entre a la caja de la lastra
barrena anterior.
Dar vuelta con la llave roladora al Lastrabarrena que está entrando.
Observar el indicador de peso para verificar que el lastra barrena se este
colocando correctamente.
Colocar la llave de fuerza (de apriete) en el cuerpo del lastra barrena que se está
conectando y la llave de aguante en la caja del lastra barrena que esta
conectado.
Realizar el apriete recomendado con la llave de fuerza a 90°.
Desconexión:
La desconexión de los lastrabarrenas se realiza cuando se levanta la sarta a la
superficie por algunos de los siguientes motivos:
Estabilización de sarta de perforación.
Cambio de barrena.
Pérdida de presión de bombeo.
Para tomar registro eléctricos.
136
Para desconectar la lastra barrena:
Se saca el candado del gancho.
Se sienta el lastra barrena en las cuñas para herramientas (las cuñas deben ser
adecuadas al diámetro del Lastrabarrena).
Se le coloca el collarín adecuado al diámetro del lastra barrena y se aprieta con
la llave especial (esta llave viene incluida con el collarín). Es recomendable
golpear el collarín con un martillo de bronce para asegurarse que este bien
apretado.
Para desconectar el lastra barrena se utilizan dos llaves de fuerza (deben estar
en buenas condiciones), para quebrar el lastra barrena se coloca la llave
izquierda en la junta superior, y la llave derecha en la caja del lastra barrena.
Herramientas para introducir Lastrabarrenas:
Llaves de fuerza (de apriete y de aguante).
Llaves o cadena roladora.
Cuñas para lastrabarrenas (de acuerdo al diámetro de los lastrabarrenas).
Collarín (de acuerdo al diámetro del lastrabarrenas).
Elevador adecuado a la madrina (18° o 90°).
7.3.- Medidas de seguridad en el manejo de herramientas tubulares
Inspeccionar que el personal de la cuadrilla disponga de su equipo de protección
personal.
Inspeccionar el área de trabajo a fin de ofrecer seguridad al ejecutar las tareas.
Inspeccionar el sistema de suspensión de las llaves, en el cual deberá ser:
seguro, balanceado, centrado, flexible y de fácil operación.
137
Inspeccionar antes de utilizar las llaves de fuerza el estado propio de los dados y
su fijación, la lubricación de sus partes móviles, la instalación correcta de sus
quijadas, su nivelación, pernos con seguro, el estado correcto de sus cables
(emplear preferentemente un factor de seguridad de 4), la fijación de los
extremos de los cables, el correcto estado de los ojos de los cables.
Probar antes de utilizar, las llaves de fuerza, su operación correcta (capacidad de
atrapamiento) sobre de la junta de la tubería a fin de corregir fallas de manera
eficiente.
Comprobar la flexibilidad y seguridad en la operación del embrague para realizar
el jalón con el cable del malacate.
Comprobar el estado y el buen funcionamiento de los cables salvavidas.
Verificar el correcto funcionamiento del torquimetro o dinamómetro, así como su
correcta instalación.
Comprobar el buen funcionamiento y estado de la chaqueta canalizadora de
fluidos, así como sus conexiones de descarga.
Inspeccionar la correcta instalación, operación y estado de la llave roladora de
tubería (hidráulica o neumática).
Verificar el correcto funcionamiento de las llaves hidráulicas, así como sus partes
de agarre con la tubería antes de utilizar.
Operar las llaves hidráulicas con personal entrenado para tal fin.
Operar de manera segura las diferentes llaves hidráulicas o de fuerza, disponer
de los límites de operación, para no causar daños a las mismas u ocasionar
accidentes personales.
Anticipar al personal para mantenerlo alerta al efectuar torques severos, evitando
que permanezca dentro de área de acción de las llaves o cables de acero.
Posicionar de manera correcta las conexiones de las juntas (distancia de la boca
de la junta a las cuñas) de la tubería para evitar daños por flexión.
Disponer en la instalación de las tablas de torques necesarios para efectuar la
conexión de los diferentes tipos de juntas de manera correcta.
138
Inspeccionar los sellos de las juntas antes de efectuar la conexión de las
mismas.
Disponer en el área del piso de las grasas protectoras de juntas, las cuales
deben contener del 40%-60% de peso de polvo fino metálico de zinc. Debe
aplicarse a todas las roscas y superficies de sello. No debe contener más del
0.3% del total de azufre activo.
Evitar el uso de la cadena para rolar tubería (solo en algunos casos especiales)
De acuerdo al torque por emplear, seleccionar las llaves de fuerza y cables de
acero por utilizar.
Evitar poner freno a la rotaria al efectuar el apriete o quiebre de las juntas al
utilizar las llaves de la fuerza.
Inspeccionar las roscas de la TR anticipadamente a su introducción al pozo.
Inspeccionar el lote de tuberías de perforación, lastrabarrenas, estabilizadores,
sustitutos, etc. Previamente antes de utilizarlos en el pozo. Así como el
funcionamiento de las válvulas de pie (calibrar área de pesca).
Verificar que las roscas piñón-caja de la tubería de perforación, lastrabarrenas
sustitutos, estabilizadores y demás herramientas que integran la sarta de
perforación estén limpias antes de enlazarlas.
Inspeccionar las roscas de las tuberías de revestimiento y de producción antes
de enroscarlas, la limpieza y estado de las mismas. Si no se calibra, checar
físicamente el interior que este libre.
Verificar en la instalación de las llaves roladora, la función correcta del cable de
seguridad.
Instalar guarda roscas al desconectar la tubería de perforación, lastrabarrenas y
demás herramientas al término de la operación para preservar las conexiones de
enlace y evitar dañar el sello de los mismos.
Aplicar al anterior procedimiento para cuidar las roscas de enlace de la tubería
de revestimiento y de producción si amerita rehusarlas.
Enfundar o desenfundar la flecha con seguridad utilizando el cable
correspondiente de retención.
139
7.4.- Tipos de barrenas, molinos, martillos, juntas de seguridad.
¿Qué es una Barrena?
Es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de
perforación, utilizada para cortar o triturar la formación durante el proceso de la
perforación rotaria.
Su función es perforar los estratos de la roca mediante el vencimiento de su
esfuerzo de compresión y de la rotación de la barrena.
Componentes de una Barrena El cuerpo de una barrena tricónica consiste en:
a).- Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo
diámetro de los lastrabarrenas (drill collars).
b).- Tres ejes (muñón) del cojinete en donde van montados los conos.
c).- Tres conos.
d).- Los depósitos que contienen el lubricante para los cojines.
e).- Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para
limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.
f).- Cortadores (dientes o insertos).
g).- Hombro de la barrena.
140
f).- dientes o insertos (Cortadores) c).- cono d).- deposito de Lubricante e).- tobera g).- hombro de la barrena b).- eje muñón a).- piñón
Componentes de una barrena tricónica
El cuerpo de una barrena PDC consiste en:
a).- Una conexión roscada (piñón) que une la barrena con una doble caja del mismo
diámetro de los Lastrabarrenas (drill collars).
b).- Numerosos elementos de corte policristalino (cortadores).
c).- Aletas (en algunos modelos).
d).- Los orificios (toberas) a través de los cuales el fluido de perforación fluye para
limpiar del fondo el recorte que perfora la barrena.
e).- Hombro de la barrena.
141
Pastilla de diamante Cristalino
Aleta cortadora
d).- Tobera b).- Cortadores c).- Aletas e).- Hombro de la Barrena a).- Piñón
Componentes de una barrena PDC
CONOCIMIENTOS GENERALES DE BARRENAS En la actualidad existen varios tipos de barrenas para la perforación de pozos
petroleros que difieren entre sí, ya sea en su estructura de corte o por su sistema de
rodamiento, por ejemplo, cuando son de tres conos o por los materiales usados en
su construcción.
De acuerdo con lo anterior, las barrenas se clasifican en:
Barrenas tricónicas.
Barrena de cortadores fijos.
Barrenas especiales.
142
Barrenas tricónicas barrenas de cortadores fijos
Barrenas especiales
Barrenas Tricónicas
Las barrenas tricónicas tienen 3 conos cortadores que giran sobre su eje. Por
su estructura de corte se fabrican de dientes y de inserto de carburo de tungsteno.
143
Por su sistema de rodamiento pueden ser de balero estándar, de balero
sellado y de chumaceras.
Actualmente las barrenas tricónicas sólo son usadas en las primeras etapas
de la perforación. Una de las situaciones importantes que deben tomarse en cuenta
para una correcta instalación de las barrenas tricónicas, es su apriete, ya que un
apriete excesivo puede fracturar el piñón, por otro lado un apriete deficiente, puede
ocasionar la pérdida de la barrena en el fondo del pozo. En la siguiente tabla se
mencionan el tipo de conexión, apriete, peso sobre barrena a manejar y revoluciones
por minuto aconsejables.
PESO SOBRE BARRENA TRICÓNICA DE DIFERENTES DIÁMETROS Y SU
APRIETE DE ACUERDO A LA CONEXIÓN DEL PIÑÓN.
DIÁMETRO CONEXIÓN APRIETE Lbs/pie
PSB (peso sobre
barrena) TONS.
RPM (revoluciones Por minuto)
26‖ 75/8 31000 14-18 100-200
17 ½‖ 6 5/8‖ regular 31000 14-18 100-200
14 ¾‖ 6 5/8‖ regular 31000 8-22 70-160
12 ¼‖ 6 5/8‖ regular 31000 8-22 70-160
9 ½‖ 6 5/8‖ regular 31000 6-18 75-150
8 ½‖ 4 ½‖ regular 15000 6-18 75-150
6 ½‖ 3 ½‖ regular 7500 6-12 75-150
6 1/8‖ 3 ½‖ regular 7500 6-12 70-120
6‖ 3 ½‖ regular 7500 6-12 70-120
5 7/8‖ 3 ½‖ regular 7500 6-12 70-120
Nota: La conexión del piñón para las barrenas de 14 ¾ a 17½ pg puede ser de 6 5/8 o de 7 5/8 pg API regular.
144
Barrenas de cortadores fijos Las barrenas de cortadores fijos son cuerpos compactos, sin partes móviles,
con diamantes naturales o sintéticos incrustados parcialmente en su superficie
inferior y lateral que trituran la formación por fricción o arrastre. Se dividen en:
Barrenas de diamante natural
Barrenas de diamante Térmicamente estable (TSP)
Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC)
Las barrenas de diamante natural tienen un cuerpo fijo cuyo material puede
ser de matriz o de acero. Su tipo de corte es de diamante natural (el diamante es el
material más duro hasta ahora conocido) incrustado en el cuerpo de la barrena. El
uso de estas barrenas es limitado en la actualidad, salvo en casos especiales para
perforar formaciones muy duras y abrasivas.
Barrena de diamante natural
Barrenas de diamante térmicamente estable (TSP) Las barrenas térmicamente estables son usadas para perforar rocas duras,
por ejemplo caliza dura, basalto y arenas finas duras, entre otras.
Barrena de diamante TSP
145
Barrenas de compacto de diamante Policristalino (PDC) Las barrenas PDC pertenecen al conjunto de barrenas de diamante con
cuerpo sólido y cortadores fijos.
Barrena de compacto de diamante policristalino (PDC)
Su diseño de cortadores está hecho con diamante sintético en forma de
pastillas (compacto de diamante), montadas en el cuerpo de los cortadores de la
barrena, pero a diferencia de las barrenas de diamante natural y las STP, su diseño
hidráulico se realiza con sistema de toberas para lodo, al igual que las barrenas
ticónicas. Este tipo de barrenas es la más utilizada en la actualidad para la
perforación de pozos petroleros.
Barrenas especiales
Las barrenas especiales pueden ser de dos tipos: ampliadoras o vicéntricas y
se utilizan para operaciones tales como: la ampliación del diámetro del agujero, ya
sea desde la boca del pozo (superficial) o desde una profundidad determinada.
146
Barrena vi céntrica Barrena ampliadora
Código IADC para barrenas tricónicas y de cortadores fijos
Las barrenas se fabrican para diferentes tipos de formaciones que
generalmente son:
Formaciones suaves.
Formaciones medias.
Formaciones duras.
Formaciones extraduras.
Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con
sus distintos fabricantes se creo el código IADC (Asociación Internacional de
Contratistas de Perforación), de clasificación de tres dígitos, como se ilustra en la
siguiente tabla.
147
1 dígito 2 dígito 3er dígito
Sistema de corte
Dureza Sistema de Rodamiento
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Diente de acero
1
Dientes de acero para formación blanda
1 Suave
Tobera
s p
ara
lodo y
bale
ros e
stá
ndar
Tobera
s a
ire/lodo y
bale
ro e
stá
ndar
Pro
tecció
n a
l calib
re y
bale
ro e
stá
ndar
Bale
ro s
ella
do y
auto
lubricante
Bale
ro s
ella
do y
pro
tecció
n a
l calib
re
Chum
acera
sella
da
Chum
acera
sella
da y
pro
tecció
n a
l calib
re
Para
perf
ora
ció
n d
ireccio
nal
Otr
os
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
2
Dientes de acero para formación media
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
3
Dientes de inserto para formación dura
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
Dientes de inserto
4
Dientes de inserto para formación muy blanda
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
5
Dientes de inserto para formación blanda
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
6
Dientes de inserto para formación media
1 Suave
7
Dientes de inserto para formación dura
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
8
Dientes de inserto para formación extra dura
1 Suave
2 Medio suave
3 Medio duro
4 Duro
148
Como ejemplo de lo anterior, describiremos un tipo de barrenas correspondientes a
tres dígitos. Si tenemos una barrena tipo 527.
El primer dígito identifica el sistema de corte, en este caso tenemos una
barrena de dientes de inserto para formación blanda.
El segundo dígito nos da a conocer la dureza de la formación, y aquí
corresponde a una medio suave.
El tercer dígito corresponde al sistema de rodamiento, siendo para esta
barrena, de chumacera sellada y protección al calibre.
Código IADC para barrenas de Cortadores Fijos
La finalidad del código IADC (Asociación Internacional de Contratistas de
Perforación) es solamente un medio para agrupar el aspecto general de las barrenas
de cortadores fijos. A diferencia de la clasificación IADC para barrenas tricónicas, el
código IADC para barrenas de cortadores fijos no los relaciona con la formación por
perforar. Únicamente se pueden identificar sus características más elementales. La
elección de tipos específicos de barrenas debe hacerla una persona que esté bien
enterada de la tecnología de barrenas así como de su disponibilidad. La clasificación
se representa mediante un código de cuatro cifras:
1.- Material del Cuerpo:
De acero o de matriz.
2.- Densidad de cortadores:
Para barrenas PDC, este dígito va de 1 a 5.
Mientras más bajo es el número, menos cortadores tiene la barrena.
3.- Tamaño de los cortadores:
Este dígito indica el tamaño de cortador que se usa, puede ser 1, 2 ó 3, de
diámetro en orden descendente.
149
4.- Forma:
El último dígito indica el estilo general del cuerpo de la barrena y varía de 1
(forma achatada) a 4 (flanco largo).
CLASIFICACIÓN DE TOBERAS
La tobera juega un papel muy importante en la perforación de un pozo, ya que
por medio de las toberas se nota el avance de la barrena. Existen 3 tipos de toberas:
Roscables (hexagonal y cuadrado).
De clavo o seguro (figuras
De candado (figura
Toberas de Barrena
EVALUACIÓN DE BARRENAS.
Calibración
La calibración en las barrenas, se realiza para medir el desgaste que han
tenido en el transcurso de las horas-trabajo de éstas. El calibrador que se utiliza para
las barrenas tricónicas es una regla en forma triangular que mide el desgaste de los
conos. En el caso de que no se cuente con un calibrador de fábrica, se utiliza una
lámina de acero, en forma de anillo, con agarradera y una regla. El anillo deberá
tener el diámetro de la barrena que se va a usar. Este anillo se utiliza para calibrar
las barrenas de diamante policristalino y las tricónicas. Cuando la barrena es nueva
el anillo deberá entrar ajustado.
150
Cuando sale la barrena del pozo, se vuelve a medir indicando desgaste
cuando tenga juego el anillo calibrador, procediendo a medir con la regla para
determinar el porcentaje de desgaste que tuvo la barrena.
La calibración de las barrenas es de mucha utilidad para saber el desgaste en
el diámetro de la misma, y así al meter la barrena nueva se evitará un acuñamiento
de la sarta por reducción del agujero.
La clasificación y evaluación subsecuentes del grado y tipo de desgaste de
una barrena usada, desempeña un papel muy importante en el proceso de
perforación.
Desgaste para Barrenas de Dientes de acero A continuación se explican los códigos de desgaste más usados y aceptados en el
campo de la perforación.
T0 = Diente nuevo.
T1 = Desgaste de 1/8 de la altura original del diente.
T2 = Desgaste de 1/4 de la altura original del diente.
T3 = Desgaste de 3/8 de la altura original del diente.
T4 = Desgaste de 1/2 de la altura original del diente.
T5 = Desgaste de 5/8 de la altura original del diente.
T6 = Desgaste de 3/4 de la altura original del diente.
T7 = Desgaste de 7/8 de la altura original del diente.
T8 = Desgaste total del diente.
151
Código de desgaste
Desgaste de baleros
El desgaste de los baleros debe considerarse también según la escala de
octavos. Para balero nuevo B0 y balero desgastado 100% B8. Cuando los baleros se
atraviesan en la superficie de rodamiento (pista) y traban el cono, se considera B6.
Cuando uno o varios rodillos se han quedado fuera del cono, se considera B8.
Es decir:
B0 = Vida del balero desgastado 0.
B1 = Vida del balero gastado 1/8.
B2 = Vida del balero desgastado 1/4 (todavía ajustados)
B3 = Vida del balero gastado 3/8.
B4 = Vida del balero gastado 1/2 (algo flojos).
B5 = Vida del balero gastado 5/8.
B6 = Vida del balero gastado 3/4 (muy flojos), trabados.
B7 = Vida del balero gastado 7/8.
B8 = vida del balero gastado 8/8 (tableros perdidos y/o conos trabados):
152
Ejemplo:
T2-B4-Di (dientes desgastados 1/4, media vida de baleros, algo flojos, sin
Desgaste en el calibre).
T6-B6-1/2‖ (dientes desgastados 3/4, balero muy flojo y diámetro reducido ½ pg)
Toda la información relacionada con las barrenas utilizadas en la perforación
de un pozo de debe anotar en un formato conocido como registro de barrenas (o
récord de barrenas) para su consulta inmediata o mediata.
Código de desgastes para Barrenas de Insertos
Los métodos para evaluar y codificar los desgaste pueden ser tan sofisticados
como se desee, pero es prudente tener en cuenta que el objetivo de ellos es
proporcionar información suficiente para la selección adecuada de las barrenas que
se utilizarán en los pozos futuros de la misma área.
El ó los métodos de evaluación y codificación de desgaste deben ser claros y
sencillos en su interpretación. Por eso se sugiere la nomenclatura siguiente para las
barrenas de insertos, con la advertencia de que pude ser modificada de acuerdo con
las necesidades particulares de cada área, sin que pierda por ello la sencillez de su
interpretación.
ESTRUCTURA DE CORTE.
Observación general.
T2- Una cuarta parte de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido.
T4- La mitad de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido.
T6- Tres cuartas partes de los insertos totales se han desgastado, roto o perdido.
T8- La totalidad de los insertos se han desgastado, roto o perdido.
153
Sistema de rodamiento Se observa y estima el porcentaje de vida de rodamientos, gastada en el cono que
presente el peor estado.
B2- Una cuarta parte de vida gastada.
B4- La mitad de la vida gastada.
B6- Tres cuartas partes de la vida gastada.
B8- Vida totalmente gastada
MOLINOS
Descripción
Los molinos son herramientas de una sola pieza hecha de aleación de acero y
una conexión piñón en la parte superior. Tiene orificios semejantes a la barrena de
rodillos, regular o convencional y unas amplias estrías para desalojar el corte que
efectúan, así como el retorno de los fluidos; estos orificios se adecuan al tipo de
molienda que se vaya a realizar. En las caras y filos cortantes se les aplican pastillas
de carburo de tungsteno, por lo tanto, se consideran como herramientas de fricción.
Para obtener la máxima eficiencia de un molino, los cortes obtenidos deben
ser expulsados del agujero mediante la circulación del fluido de control. Para la
remoción de los cortes deberán seguirse las prácticas que a continuación se
mencionan:
Molino Metal Muncher Molino Piraña
154
Función Se utilizan para moler pedacearía de fierro depositada en el fondo del agujero
como, conos de barrena, barras de pistola. También grandes cantidades de tubería
de perforación y producción así como empacadores, retenedores, tapones de
cemento e incluso hasta perforar agujeros abiertos donde las formaciones abrasivas
deterioran la vida de las barrenas.
Características y especificaciones
Estas herramientas se presentan en diferentes tipos, siendo los más usuales:
Molino de aletas, Metal Muncher. Este molino se utiliza para moler cemento,
pedaceria de fierro conos de barrena, zapatas, así también para perforar de dos
a tres metros en agujero abierto.
Molino cóncavo MCPS (Molino cóncavo de pastillas sólido), este molino es
recomendable usarlo, cuando se este moliendo tubería y se requiera cambiar la
boca del pez, ya que por su diseño al estar operando centra al pez logrando traer
una huella definida en su cara de ataque.
Molino depredador o MDDPS (Molino depredador de pastillas sólido) o Piraña
normalmente se utiliza en la molienda de grandes cantidades de tuberías de
perforación y producción, ya que por su alta dureza y abrasividad permite mejor
avance en materiales de alta dureza.
Especificaciones
DIÁMETRO EXTERIOR
ROSCA API REG.
LONG. TOTAL
LONG. CUELLO DE
PESCA
DIÁMETRO CUELLO DE
PESCA
A B C** D E*
3 5/8‖ – 5 ½‖ 2 3/8‖ 21 ½‖ 10‖ 3 1/8‖
5 ¾‖ – 6 ½‖ 3 ½‖ 22 ½‖ 10‖ 4 ¾‖
* + - 1/64‖ SEGÚN
NORMA API ** + - 3‖
155
Operación
Generalmente se recomienda operar los molinos arriba de 100 rpm donde se
obtiene mayor avance en la operación. Hay excepciones como en los molinos
cónicos (taper mill) cuya operación se recomienda con 75 rpm y en ocasiones
hasta menos donde se obtiene mayor eficiencia.
Es recomendable aplicar en forma gradual el peso sobre el molino de una a dos
tons (dependiendo el diámetro del molino) este peso debe ser aplicado en forma
constante, para una mayor eficiencia en el avance del molino.
Al moler tuberías severamente corroídas es recomendable utilizar poco peso y
altas rpm (evitando el desgajamiento de la tubería.)
Cuando se este operando sobre hule, es recomendable disminuir la presión de la
bomba o parar el bombeo, así como también las rpm a un 50%, aumento el peso
de 0.5 1 ton de 3 a 5 minutos, reinicie la operación en forma normal.
Recomendaciones
Inspeccionar los sustitutos y otras herramientas auxiliares, asegurándose de que
sean de paso completo o del diámetro interior adecuado. Las restricciones
pueden causar problemas de volumen de fluido, disminuyendo el ritmo de
remoción de los cortes.
Usar un fluido de control con una viscosidad mínima de 50-60 seg. marsh y una
velocidad anular relativa mayor que la de asentamiento de los recortes.
Colocar una canasta colectora inmediatamente arriba de la herramienta que
utilice para moler. Además le debe colocar un colector magnético en la caja de la
temblorina o vibrador, con el fin de atrapar los recortes efectuados con el molino
al retornar los fluidos de control.
En los casos que usted observe poca recuperación de recortes que desaloja en
la circulación del fluido, puede deberse a que se tenga una baja velocidad en el
espacio anular, por lo que inmediatamente deberá suspenderse la operación de
molienda y analizar las causas posibles.
156
Cuando se tiene acumulación de chatarra en el fondo del pozo y el avance de la
molienda no es satisfactoria, se hace necesario el uso de un bache de fluido
bentonítico con viscosidad elevada, para efectuar un barrido de recortes, o
también emplear como limpieza un bache de gelatina, y un desimantador
(boreclear)
Los recortes ideales en una operación de molienda deben ser de unos treinta y
dos de espesor por tres pulgadas de largo. Si se están obteniendo recortes de
menor tamaño, y bajo ritmo de penetración es recomendable aumentar el peso
sobre el molino.
Cuando se obtienen recortes en forma de escamas al estar operando en tuberías
de bajo grado de acero, indica que el ritmo de penetración puede mejorarse
disminuyendo el peso y revoluciones.
Martillo Hidromecánico De Doble Acción
Descripción El martillo mecánico L – I. Fue diseñado para proporcionar un servicio efectivo
y prolongado sin presentar muchos problemas durante su operación. Este construido
con los siguientes componentes:
Función
Esta herramienta se utiliza en las sartas de pesca arriba del pescante, y arriba
de la junta de seguridad Safety Joint. Funciona como percusor de doble acción
efectuando golpes hacia arriba o abajo para destrabar tuberías, lastra barrenas y
otros accesorios que se encuentran atrapados en el interior de los pozos. Esta
herramienta también se utiliza en la sarta de perforación durante las etapas de
riesgo, en las cuales puede ocurrir un atrapamiento de sarta.
a) Mandril De Carga
b) Vástago Pulido
c) Mandril De Tensión
d) Empaquetadura De ajuste
Automático
e) Secciones ―j‖
f) Sistema Estabilizado
g) Mandril Ranurado De Tensión
h) Tubo Sellador De Fondo
i) Tubos De Torsión
157
Martillo Hidromecánico de doble acción
Junta De Seguridad Con Martillo Mecánico S / w DE N. L.
Mención aparte se hace de esta junta de uso rudo, por lo practica y sencilla de
operar comúnmente se utiliza en las operaciones de pesca en el área de perforación.
Descripción
La Junta de Seguridad con Martillo Integrado, es la combinación ideal contra
las tuberías pegadas en el fondo del pozo. Esta tubería está diseñada para dar
golpes sólidos hacia abajo, para despegar cualquier tubería que llegue a atorarse y
esta acción de golpeo puede ser tan rápida, como rápido se pueda tensionar y soltar
el peso de la tubería que se localiza en la parte superior de esta junta, ya que su
mecanismo interno queda automáticamente preparado para ésta acción de golpeo.
También puede ser utilizada como junta de seguridad de rápido desenganche,
en caso necesario y se puede circular a través de ésta junta sin pérdida de fluido,
pues su orificio interior en ningún momento restringe el paso del fluido, así como
facilita el descenso de herramientas de cable.
158
JUNTA DE SEGURIDAD CON MARTILLO
Función En las operaciones de perforación modernas, esta junta se localiza entre los
lastra barrenas y la tubería de perforación y es lo suficientemente fuerte para resistir
toda vibración, rotación y tensión propias de la perforación a alta velocidad y gran
profundidad.
CAPITULO 8
FLUIDOS DE PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN
8.1.- Circuito del sistema de circulación
1.- Dentro del tubo vertical. 2.- Dentro de la manguera. 3.- A través de la unión giratoria. 4.- A través de la flecha. 5.- Dentro de la sarta. 6.- Dentro de los lastrabarrenas. 7.- Salida de barrena o molino. 8.- Exterior de lastrabarrenas.
9.- Exterior de sarta de trabajo
1.- DENTRO DEL TUBO UBO VERTICAL. 2.- DENTRO DE LA MANGUERA. 3.- A TRAVES DE LA UNION GIRATORIA. 4.- A TRAVES DE LA FLECHA. 5.- DENTRO DE LA SARTA. 6.- DENTRO DE LOS LASTRABARRENAS. 7.- SALIDA DE BARRENAS O MOLINOS. 8.- EXTERIOR DE LASTRABARRENAS. 9.- EXTERIOR DE SARTA DE TRABAJO.
7
8 6
9
5 2
1
4
3
159
8.2.- Funciones y medidas de los parámetros de los fluidos de perforación.
Fluidos de perforación
Concepto básico
Los fluidos de perforación comúnmente llamados lodos de perforación,
consisten en una mezcla de sólidos y líquidos con propiedades físicas y químicas
determinadas.
Funciones de los fluidos de perforación
Ejercer una presión hidrostática para contrarrestar la presión de formación
Acarreo de recortes a la superficie
Suspensión de recortes al detenerse la circulación
Enfriamiento y lubricación de la barrena
Formación de enjarre par evitar derrumbes
PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL
Densidad
Densidad es la masa de un material con relación al volumen que ocupa
Masa M
Volumen V Densidad (D) = gr/cm3, lb/gal, lb/pie3.
Masa (M) = gr, kg, lb.
Volúmen (V) = cm3, pg3, pie3.
D = Densidad =
160
Ejemplo:
Conforme a este concepto ¿Quien tiene mayor densidad: el agua o el aceite?
Cinco centímetros cúbicos de agua pesan cinco gramos
5 cm³ D = M = 5 gr = 1 gr /cm³ V 5 cm³ Agua
Cinco centímetros cúbicos de aceite pesan 4.10 gramos
D = M = 4.10 gr = 0.82 gr/cm³ 5 cm³ V 5 cm³ Aceite
Respuesta: El agua tiene mayor densidad que el aceite
Técnicas para determinar la densidad del fluido
Para determinar la densidad del fluido de perforación se usa la balanza
tradicional para lodos.
Esta balanza está compuesta de su propia base y una barra graduada por
ambos lados como se ilustra en la figura, en un extremo tiene el recipiente par el lodo
con su tapa; cerca de este depósito está el punto de apoyo de la balanza con el
soporte y en el otro extremo esta el deposito de balines para calibración de la
balanza y un pilón que se desliza para hacer nivelar el peso del lodo. Antes de usar
una balanza para lodos es necesario conocer su calibración y se hace con agua
destilada dando una lectura de 1 gr / cm³ = 8.33lb/ galón. Si no existe nivelación con
este valor deberá ajustarse su tornillo o bien, con sus balines si es de este tipo.
161
Las lecturas de las graduaciones en ambas caras de la balanza serán en
gr/cm³, lb/gal, lb/pie³ y lb/pg²/ 1000 pies.
El procedimiento para determinar la densidad de un fluido es como sigue:
1.- Colocar la base sobre una superficie firme nivelada.
2.- Llene la copa con el fluido que se va a pesar.
3.- Coloque la tapa girándola permitiendo salir fluido por el orificio central de la
tapa.
4.- Presionando con el dedo a la tapa del recipiente para el lodo, lavar y con una
franela secar el exceso de agua.
5.- Colocar la balanza sobre su soporte correr al pilón par lograr su nivelación
hasta centrar la burbuja del nivel.
6.- Leer sobre la escala la densidad del lodo.
7.- Registrar la densidad del lodo.
8.- Eliminar el lodo de la copa después de su uso, lavarla y secarla.
Balanza tradicional para el lodo
Viscosidad Descripción del concepto.- Imagine que los líquidos están formados por
partículas que como pequeños balines ruedan unos sobre otros.
En algunas sustancias estos balines se desplazan unos sobre otros con gran
facilidad y en otras con dificultad.
162
Vea por ejemplo como la miel fluye con mayor dificultad que el agua. A esta
resistencia o dificultad para fluir se le da el nombre de viscosidad.
Medida de viscosidad.- La viscosidad se mide en segundos March, que es el
tiempo que un litro de sustancia tarda en fluir, sujeto a determinadas condiciones.
Para determinar la viscosidad del lodo en el campo se utiliza el embudo March.
Descripción del embudo
En la parte inferior, interiormente, tiene un casquillo de bronce o latón con
diámetro calibrado de 3/16 pg por 2 pg de longitud.
El diámetro de la parte superior es de 6 pg.
Su longitud total es de 12 pg.
Su capacidad hasta el ras de la malla, es de 1,500 cm³ (1.5 litros)
Cubriendo la mitad de la boca y fija a ¾ pg del borde, tiene una malla con
abertura de 1/16 (malla 12)
Embudo y pocillo March
El complemento del embudo es un vaso (posillo) que tiene grabadas en su
interior dos escalas de lectura; una con capacidad de 1,000 cm³ (1 litro) y la otra con
capacidad de 32 onzas.
163
Procedimiento para medir la viscosidad
Coloque el embudo en forma vertical y tape el orificio inferior con un dedo.
Vierta una muestra de fluido a través de la malla coladora hasta el ras de ésta,
esto evitará que pasen recortes a su interior y puedan obstruir la salida.
Con el pocillo graduado abajo del embudo, a una distancia aproximada de 4 pulg.
uno de otro, y de tal forma que se vean las escalas, retire el dedo del orificio.
Con cronometro o reloj verifique los segundos que tarda en llenarse el pocillo
hasta el valor de 1,000 cm³ (1 litro)
Reporte en segundos el tiempo que tarda en escurrir un litro de fluido; esa será la
medida de su viscosidad en segundos march.
Circuito hidráulico de circulación
El ciclo del lodo de perforación se muestra en el siguiente esquema:
Presa de tratamientos
8.3.- Tipos de fluidos
Fluidos de perforación En cada etapa de perforación del pozo, la selección del lodo que se utilizará,
tiene como antecedentes el pronostico de las condiciones que se encontrarán antes,
como durante la perforación de las formaciones que serán atravesadas; las zonas
previstas con reopresiones; los problemas de estabilidad de las paredes del agujero;
los costos que serán erogados por este concepto y los cuidados al medio ambiente.
1 Presa de succión Zaranda Temblorina 2 7 Interior de la Sarta Línea de 3 Flote 6 Espacio 5 Anular 4 Barrena
164
1.1 Espumas a. Sódicas b. Cálcicas 1.2 Salmueras c. Polímeros y Densificantes 1 Fluidos Base Agua 1.3 Bentoniticos 1.4 Cromolignosulfonato Clasificación de los 1.5 Tratados de calcio Fluidos de perforación 1.6 Agua dulce 2. Fluidos Base Aceite 2.1 Emulsión Inversa 2,2 Fluidos de Baja Densidad 3. Fluidos Sintéticos Con Polímetros 4. Aire y Espuma
Todos ellos intervienen en la toma de decisión, en el proceso de selección. A continuación se describe su clasificación general, sin que se pretenda
alternar la importancia de cada uno en función de cuando y en dónde vaya a ser
utilizada.
Fluidos Base Agua
El agua dulce Las salmueras: son compuestos de productos químicos que no se separan del
agua, auque ésta quedara estática por un tiempo prolongado. Estas soluciones
salinas se mezclan con facilidad, no existe el peligro de incendio o explosión. Sin
embargo en algunos lugares puede constituir un riesgo para el entorno ecológico.
Las emulsiones: Son fluidos cuya fase continua es el Agua y la discontinua o
emulsificante es el aceite.
Los lodos: formados por una suspensión de lodos, como las arcillas, la barita y
los ripios de la formación en cualquiera de los líquidos anteriores. En ocasiones se
les agregan ciertas sustancias químicas según se requiera para mejorar o modificar
las propiedades generales.
165
Fluidos base aceite y/o Emulsión Inversa. El diesel es su componente principal y como máximo debe contener menos
del 10% de agua emulsionada en una composición general. Deberán tenerse los
equipos adecuados para extinguir fuegos y en lugares de fácil acceso.
Emulsiones Inversa: en estos lodos el aceite es la fase continua y el agua
dulce o salada es la fase discontinua. En su composición el contenido es mayor al
10% y su estabilidad dependerá de uno o más de los siguiente componente; agentes
de suspensión, agentes humectantes y emulsificantes, agentes de control de
filtración, reductores de viscosidad, cantidad y tipo de material sólidos para aumentar
su densidad.
Fluidos Sintéticos con polímeros.
Estos lodos incorporan químicos generalmente de cadena larga de alto peso
molecular, son efectivas en la floculación del lodo, incrementando viscosidad,
reduciendo pérdidas de filtrado y estabilizando la formación.
Son fluidos preparados con polímeros orgánicos de fase continua como los
esteres, los éteres, las poliaolefinas, los glicoles. Estos fluidos se diseñaron como
una alternativa para mejorar los lodos de aceites y aceite mineral con la finalidad de
superar el impacto negativo en el entorno ecológico de los fluidos tradicionales de
emulsión inversa.
8.4.- Función y manejo de los materiales químicos.
Los materiales empleados en la preparación de los fluidos de control, se
dividen conforme a las propiedades que dan o proporcionan al ser mezclados con
éstos. Conforme a esta característica los materiales se dividen en los nueve grupos
siguientes.
166
Viscosificante.
Densificante.
Dispersante.
Precipitantes del Ion calcio.
Alcalinizantes.
Antiespumantes.
Inhibidores de corrosión.
Emulsificantes.
Materiales Viscosificantes.
Son arcillas coloidales o polímeros que al ser mezclados con fluidos base
agua, proporcionan a éstos mayor grado de viscosidad.
En el cuadro adjunto encontrarás agrupados los cinco principales
Viscosificantes que se utilizan en la preparación de los fluidos de control.
Estudiaremos las características de cada uno de ellos así como las cantidades y
proporciones que de ordinario se utilicen.
Bentonita.
Atapulguita.
Kelzan XDC.
Politex HT.
Biozan.
Bentonita
Característica: Es un material plástico coloidal que imparte viscosidad controla
el filtrado y proporciona poder de suspensión.
Se emplea en la preparación de fluidos Bentoniticos. Su densidad relativa es
igual a 2.5.
POLÍMEROS
167
Cantidad a utilizar: de 70 a 100 Kg/m³. Proporciona una densidad de 1.04 a
1.08 gr/cm³ y una viscosidad Marsh de 40 a 50 segundos.
Atapulguita
Características: Es un material coloidal cálcico. Se emplea en la preparación
de salmueras con concentraciones mayores de 35,000 ppm impartiendo viscosidad y
poder de suspensión.
Cantidad a utilizar: De 50 a 70 Kg/m³. Proporciona viscosidad de 35 a 45 seg.
Marsh. Kelzan XCD
Características: Es un polímetro de fácil solución en agua dulce o salada.
Imparte viscosidad y poder de suspensión al agregarse a las salmueras.
Cantidad a utilizar: De 105 a 3 Kg/m³. Proporciona viscosidad Marsh de 32 a
80 segundos.
Politex-HT
Características: Es un polímetro que se emplea en fluidos de agua dulce o
salada. Actúa como reductor de filtrado e imparte viscosidad ligera.
Nota: Este material se combina con el Kelzan XCD. Cantidad a utilizar: De 7 a 15 Kg/m³. Proporciona viscosidad ligera, controla
mejor el filtrado.
Biozan
Características: Es al igual que el Kelzan XCD un polímetro que se emplea en
fluidos de agua dulce o salada, imparte viscosidad y poder de suspensión, soporta
temperatura arriba de 100º C.
168
Materiales Densificantes Son materiales inertes o productos químicos que al ser utilizados en fluidos de
control base agua dulce o salada, sirven para aumentar su densidad.
En el siguiente cuadro encontrará agrupados los cuatro materiales
densificantes que de ordinario se utilizan.
Barita.
Carbonato de Calcio.
Cloruro de Sodio.
Cloruro de Calcio.
Barita
Es un sulfato de Bario que se emplea en la preparación de fluidos Bentoniticos
y emulsionados. Su densidad relativa es de 4.25.
Cantidad a utilizar: Adicionar 150Km/m³ para aumentar la densidad 1 décimo
de gramo por centímetro cúbico (0.1gr/cm³).
Densidad que proporciona: Dependiendo de la calidad e impureza del
material, proporciona densidad hasta de 2.20gr/cm³.
Carbonato de Calcio
Material que se emplea en fluidos de agua dulce o salada. Es ideal para
aumentar el peso de los fluidos por ser soluble al ácido clorhídrico y no dañar la
formación con invasión de sólidos, su densidad relativa es de 2.7.
Cantidad a utilizar: Adicionar 200Kg/m³ para aumentar la densidad un décimo
de gramo por centímetro cúbico (0.1 gr/cm³).
Densidad que proporciona: Hasta 1.40gr/cm³.
169
Cloruro de Sodio Sal común que se presenta en grano o molido fino, se utiliza en la preparación
de salmueras sódicas. Su densidad relativa es de 2.16.
Cantidad a utilizar: Las cantidades dependerán del volumen y la densidad a
lograr, para determinarlos es necesario consultar la tabla correspondiente.
Densidad que proporciona: Desde 1.02 a 1.19 gr/cm³.
Cloruro de Calcio Es una sal de calcio altamente soluble en agua que se presenta en forma de
cristales u hojuelas. Se emplea para preparar salmueras cálcicas. Su densidad
relativa es de 1.96.
Cantidad a utilizar: Las cantidades dependerán de la densidad que se
pretenda dar al fluido. Las proporciones serán conforme a la tabla correspondiente.
Densidad que proporciona: De 1.01 a 1.39 gr/cm³.
Precipitantes del Ion Calcio Sirven como su nombre lo indica para precipitar o anular la acción del calcio
contenido en el fluido.
Son tres los que principalmente se usan y se presentan comercialmente en
polvo blanco.
Carbonato de Sodio: Se agrega para precipitar el calcio que pueda existir.
También se conoce como soda Ash o Ceniza Ligera.
Cantidad a utiliza: De 1 a 5 Kg/m³. Bicarbonato de Sodio: Se agrega para tratar el calcio en fluidos de alto pH. Cantidad a utilizar: De 3 a 5 Kg/m³.
170
Pirofosfato Ácido de sodio: Este precipitante del Ion de calcio, por ser más
ácido que el anterior, se utiliza para reducir el pH cuando se requiere. También es
reductor de viscosidad y de gelatinosidad.
Alcalinizantes Se emplean para alcalinizar, es decir, para aumentar el pH de algunos fluidos
base agua, (recuerde o repase la escala 1-14 para medir el potencial hidrógeno
descrito en el capitulo ll).
El principal alcalinizante que se usa en el campo es:
Sosa Cáustica: (hidróxido de sodio). Es un producto químico cuya
presentación es en esferas de color blanco, escamas o en estado líquido.
Se emplea en fluidos base para aumentar el pH. También para solubilizar
algunos dispersantes y contrarrestar la acción en las salmueras.
8.5.- Tipos de eliminadores de sólidos.
De acuerdo al diagrama anexo, la cantidad y distribución de los diferentes
equipos propuesto es suficiente para intervenir cada una de las etapas en cada uno
de los pozos.
1.- Triple tandem. Equipo utilizado como primer frente de separación. Equipo
utilizado para eliminar recortes de mayor tamaño, arcillas reactivas y grabas.
2, 3, Tres (3) vibradores (capacidad de 1,500 GPM) alto impacto para gastos
superiores a 1,000 GPM. Estos actuaran como un segundo frente de eliminación, de
sólidos perforados, eliminando partículas de 56 micrones en adelante, se utiliza la
canasta de alto impacto de limpia lodos como un cuarto o tercer vibrador en casos de
emergencia y/o contingencias.
171
Vibradores de alto impacto capacidad 1,500 (GPM)
Limpiador de lodo: Modelo. Consta de un desarenador compuesto de dos
conos de 12‖ y un desarcillador dotado de 16 conos de 4‖ con capacidad total de
manejo de 1000 GPM. La descarga pesada de los conos cae a un vibrador de alto
impacto, el cual puede finalmente remover partículas desde 44 micrones en adelante.
En las etapas finales de perforación, debido a la gran cantidad de finos existentes en
el lodo por efectos de degradación no es recomendable el uso de este equipo, ya
que aparte de existir un alto grado de partición de partículas por abrasión tanto en las
bombas como en los conos.
Un porcentaje separado en los hidrociclones cae a la malla del vibrador y
retorna al fluido de perforación debido a la diferencia de corte de partículas (24 en
conos y 44 en malla 325). En caso que se use mallas mas cerradas existe una mayor
pérdida de material de lodo (barita) y fluido de impregnación. En estas etapas se
recomienda el uso de las centrífugas en serie para recuperar el material pesante y
limpiar continuamente el fluido del material ultra fino, lo cual evita una degradación
continua de partículas teniendo muchas veces que desechar o cambiar el fluido.
172
8.6.- Separador gas lodo y desgasificador.
Separador gas lodo
El separador gas lodo forma parte del equipo auxiliar de control de superficie,
su función es separar el gas que se incorpora al fluido de perforación cuando se
presenta un brote. De esta manera se evita tirar lodo en las presas de desecho o
contaminar con gas el área de trabajo
Separador gas lodo
La figura muestra uno de los separadores de gas lodo más usuales. Esta
constituido básicamente por un cuerpo cilíndrico vertical provisto en sumarte interior
de un conjunto de placas deflectoras distribuidas en espiral, una válvula de desfogue
de presión en el extremo superior, una válvula check, en el extremo inferior.
La corriente de la mezcla gas-lodo entra lentamente al separador. En el
interior, la presión de esta mezcla tiende a igualarse a la presión atmosférica, por la
separación y expansión del gas, provocada por el conjunto de placas deflectoras que
implementan la turbulencia de la mezcla. El gas se elimina por la descarga superior y
el lodo se recibe por gravedad en la presa de asentamiento, a través de una línea
que puede conectarse a la descarga de la línea de flote.
El objeto de la válvula check, instalada en el extremo inferior del separador, es
protegerlo de sobre presión excesiva. La válvula superior permite desfogar el gas, en
caso de obstruirse la línea de descarga durante las operaciones del control.
173
Características de diseño. Para el cuerpo cilíndrico de acero, se emplean tubos con diámetro que van
desde 14 hasta 30 pulg. en algunos casos se usan tubos de mayor diámetro. El
diámetro de la entrada de la mezcla gas-lodo del separador, deberá ser mayor que el
diámetro mínimo que es de 4 pulg. para la salida del gas es recomendable que sea
por lo menos 2 pulg. mayor que la entrada que enviado ala quemador o que
descargue a la atmósfera lo más alto posible. Es necesario fijar o anclar, firmemente
el separador gas-lodo. Para evitar que la turbulencia violenta de la mezcla lo
remueva de su sitio.
Desgasificador de lodo.
Este accesorio está instalado en el área de presas, de tal manera que puede
eliminar el gas del lodo contaminado que sale directamente del múltiple de
estrangulación, para evitar que el lodo cortado con gas se circule nuevamente al
interior del pozo.
Hay un sistema de desgasificador que funciona par eliminar el gas mediante
una cámara de vacío presurizada. Existe otro tipo, de sistema de bomba que
funciona por medio de un rociado centrífugo.
Ventajas que ofrece los desgasificadores de vacío:
Remueven y eliminan el gas o aire del lodo en un alto porcentaje
Facilita determinar la densidad efectiva en el lodo.
Permite un control adecuado de altas viscosidades y fuerzas gelatinosas
presentes en un lodo cortado por gas.
Restablece a las condicione originales el fluido de perforación, sin tener que
agregar material químico.
Mejoran y mantienen la eficiencia de las bombas de lodo, cuando el fluido es
succionado está totalmente desgasificado.
174
FLUIDOS DE
CONTROL
1.- BASE DE AGUA
1.1.- Espumas 1.2.- Salmuera a) Sódico b) Cálcicas c) Con polímeros y densificantes 1.3.- Fluido Bentonítico 1.4.- Fluido Ben-Pol-At 1.5.- Fluido Cromolignosulfonato emulsionado (CLSE)
1.6.- Agua Dulce
2.- BASE DE ACEITE 1.1.- Fluido Base Aceite (emulsión inversa) 1.2.- Fluido Baja Densidad (emulsión directa)
Para su mantenimiento, una vez utilizado en un control de brote, deberá
lavarse con agua para remover los sólidos y sedimentos acumulados en su interior.
Cuando no sea utilizado, con frecuencia conviene accionar el desgasificador para
comprobar que se encuentra en condiciones.
Desgasificador gas lodo
8.7.- Fluidos para terminación de pozos
175
Fluidos base-agua Un fluido de control es una suspensión de sólidos, líquidos o gases en un
líquido que se emplea en los campos petroleros para cumplir ciertas funciones
específicas. El uso de fluidos de control base-agua, por su bajo costo en la
preparación, manejo y mantenimiento son los comúnmente usados; debiéndose
extremar cuidados en aquellos que utilizan base-agua dulce ya que la pérdida de
esta, dañara el yacimiento.
Espumas Las espumas son una combinación de agua, un agente espumante y un gas
sometidos a presión. Obteniéndose densidades de 0.10gr/cm³ hasta 0.96gr/cm³.
Aplicaciones
Desarenamientos de pozos.
Desengravados de aparejos con cedazos.
Desplazamiento de fluidos
Limpieza de pozos (algunas veces utilizando tubería flexible).
Operación de disparos con tuberías represionadas.
Salmueras La utilización de salmueras en trabajos de pozos depresionados será
únicamente con la finalidad de limpiarlos. Son soluciones de sales con agua.
Estos fluidos causan menos daño a las formaciones productoras. Su uso en
las operaciones de terminación y reparación de pozos es para el control y limpia de
los mismos.
Pueden prepararse como:
Salmueras sódicas y cálcicas sin Sólidos en suspensión.
176
Salmueras sódicas y calcinas combinadas con sólidos en suspensión que son
solubles con ácido clorhídrico.
Salmueras Sódicas
Es una solución formada por agua dulce y sal en grano (cloruro de sodio) su
densidad máxima es de 1.19 gr/cm³.
Aplicaciones:
Se utilizan siempre como fluidos de control
Permiten fácilmente la introducción de aparejos de bombeo neumático por que
estos fluidos no tienen sólidos en suspensión.
Salmuera Cálcica Es una solución de Cloruro de Calcio en agua, su densidad máxima es de 1.39
gr/cm³.
Aplicaciones:
Control y limpieza de pozos especialmente si se mezcla con una arcilla cálcica
(atapulguita) para darle viscosidad.
Salmueras con polímetros y densificantes
Son soluciones con sales a las que se agregan polímetros para dar viscosidad
y gelatinosidad al fluido, así como, densificantes para incrementar el valor de su
densidad.
Aplicaciones:
Se utilizan en el control y la limpieza de pozos
177
8.8.- calculo de volumen en presas y en el pozo
Calculo de volumen en presas Por lo regular en la mayoría de los equipos de perforación y mantenimiento a
pozos las presas de trabajo son de 40 m³ cada una, Calcule usted el volumen
disponible en las presas de trabajo 2 y 3 con las siguientes medidas.
A= 2.00 m
H= 1.70 L= 11 m
Presas de trabajo
Formula V = L x H x A = Donde: V = Volumen
L = Largo
H = Alto
A = Ancho
Volumen de lodo en presas = V = 11 x 1.70 x 2.00 = 37.4 m³ 37.4 m³ x 2 = 74.8 m³
Calculo de volumen en el pozo En el ejercicio anterior se calculo el volumen en las presas de trabajo, en este
ejercicio actual conoceremos el volumen de lodo en el pozo:
Volumen de lodo en lt/m V = D² x 0.5067
178
Donde:
V = Volumen de lodo en lt/m
D² = Diámetro del agujero al cuadrado
0.5067 = Constante ó Factor
Ejemplo:
V = 26² x .5067 = V = 676 x .5067 = 342.5 lt/m
Volumen total en el agujero = 342.5 x 1,000 = 342,500 lt
26‖ a 1,000 m
CAPITULO 9
HIDRÁULICA BÁSICA
9.1.- Partes y mantenimiento de bombas de lodo.
Bomba de lodo de Perforación Bomba de lodo de Matto
Las bombas de lodo que se utilizan en la perforación petrolera y en
mantenimiento a pozo deberán de tener la suficiente Energía y capacidad par
acarrear los ripios que corta la barrena del fondo del pozo a la superficie.
179
Las de la figura anterior son las más usuales.
Partes para bomba
Mantenimiento a bombas de lodo
Las bombas de embolo o reciprocantes son unidades que se utilizan para el
bombeo del fluido de control al pozo.
Descripción
Con la finalidad de alcanzar la presión y el volumen deseados, las bombas de
dos o tres pistones pueden operarse con diferentes diámetros de camisa, utilizando
en una misma bomba camisas de mayor diámetro, se obtiene un volumen grande y
baja presión; de lo contrario con camisas de menor diámetro se logra menor volumen
y alta presión.
En ambos casos a las mismas revoluciones por minuto Las bombas
reciprocantes cuentan con una parte mecánica y una hidráulica.
180
Parte mecánica
Se compone básicamente de una caja de engranes en donde se encuentra
alojada la flecha con el pistón, el cigüeñal, las bielas, crucetas, deflectores,
rodamientos, sellos y el volante instalado en la parte exterior de la caja de engranes.
Parte hidráulica
Esta compuesta de un cuerpo que aloja las camisas debidamente empacadas,
pistones del diámetro de las camisas accionadas por vástagos, asientos, válvulas,
resortes, tapas bridadas y roscadas, y prensaestopas.
Las partes mecánica e hidráulica montadas sobre una misma base o patín,
están unidas entre si por medio de birlos con sus tuercas.
Entre las unidades de la misma marca y modelo se pueden efectuar cambios
de piezas por ser comunes.
Corte longitudinal de una bomba resiprocante de embolo
181
Vástago y pistón de bomba triplex de acción sencilla
Camisa y empaquetadura con modulo de bomba triplex
La polea o Catarina instalada en el exterior de la parte mecánica esta
acoplada mediante bandas o cadenas de rodillos a la unidad de embrague, caja de
transferencia o convertidor de torsión accionado por el motor eléctrico o de
combustión interna.
Con la polea o Catarina se le da movimiento a la flecha de entrada la cual
mueve al piñón. Este a su vez acciona el embrague que se encuentra acoplado al
cigüeñal. El cigüeñal mueve las bielas y, mediante las crucetas, trasmite el
movimiento al los vástagos que accionan los pistones.
182
De esta manera se obtiene el volumen y presión deseados con regulación de
las revoluciones por minuto (rpm).
Recomendaciones
1.- Calibre la válvula de seguridad de acuerdo con la presión que debe operar la
bomba.
2.- Verifique que cuando opere la bomba se lubriquen constantemente los
vástagos.
3.- Revise y mantenga a nivel el aceite de transmisión en la caja de engranes.
4.- no instale ningún tipo de válvula de cierre entre la válvula de seguridad y el
múltiple.
5.- Conecte directamente la tubería de descarga de la válvula de seguridad a la
presa de lodo y ánclela.
6.- Precargue el amortiguador antes de arrancar la bomba. Solo utilice nitrógeno o
aire no cargue con oxigeno.
7.- No embrague la bomba cuando el motor trabaje a velocidad alta.
8.- Si escucha severo golpeteo del fluido, no opere la bomba durante mucho
tiempo (púrguela).
Como medida de seguridad, la línea de descarga debe llevar amarrada una cadena a la línea de la válvula de seguridad.
ESTA CÁMARA DEBE DE LLEVAR UNA PRECARGA DE 1,200 lb/pg² o 84 kg/cm² de N2 (Nitrógeno).
Válvula de seguridad
Descarga de la bomba Cámara de pulsaciones
Cámara de pulsaciones, válvula de seguridad y línea
De descarga de bomba triplex
183
9.2.- Calculo del tiempo de atraso y de un ciclo completo del fluido de
perforación.
Cálculo del gasto en litros por minuto en una bomba triple de simple acción,
considerando un 90% de eficiencia.
Q = 0.0386 x L x D² = lts / emb. Q = 0.0102 x L x D² = gal / emb.
Donde: Q = Capacidad de la bomba (lts / emb. o gal / emb). 0.0386 = Constante o factor 0.0102 = Constante o facto L = Longitud de la carrera (Pg).
D² = Diámetro de la camisa (Pg).
Ejemplo: Bomba Triples 6 ½‖ x 12‖ Operando con 100 emb/min.
Q = 0.0386 x 12 x 6.5² = 19.57 lts / emb x .90% = 17.61 l / emb. Q = 0.0102 x 12 x 6.5² = 5.17 gal / emb x 90% = 4.65 gal/ emb.
Gasto de la bomba: Gasto = Litros x Embolada x Emboladas por minuto. Gasto = 17.61 lts / min. Gasto = 17.61 x 100 = 1761 l/min.
Calculo de un tiempo de atraso y de un ciclo del fluido de perforación
Volumen: Es la porción de espacio ocupada por un cuerpo.
184
Ejemplo: Calcular el volumen anular y el volumen en el interior de la TP de de 5‖ 19.5 l/p
diámetro interior de 4.276 pg en un agujero de 12 pg a 1500 m.
VA = (D² - d²) x 0.5067 = l/m
Donde: VA = Volumen Anular
D² = Diámetro mayor al cuadrado (barrena)
d² = Diámetro menor al cuadrado (tubería de Perforación)
0.5067 = Constante o factor
VA = (12² - 5²) x 0.5067 VA = (144 – 25) x 0.5067 = 60.29 l/m VA = 60.29 x 1,500 = 90,435 litros Calcular el volumen en el interior de la TP de 5‖ 19.5 l/p Diámetro interior de
4.276pg.
Vtp = (D²) x 0.5067 Donde: Vtp = Volumen en el interior de la Tubería de perforación D² = Diámetro mayor al cuadrado (Barrena)
0.5067 = Factor o constante
Vtp = (4.276²) x 0.5067 =
Vtp = (18.284) x 0.5067 = 9.26 lts/m
Volumen total en el interior de la T.P. =
9.26 x 1500 = 13,890 litros
Volumen total en el agujero = 90,435 + 13,890 = 104,325 litros.
185
Tiempo de atraso
El tiempo de atraso es la duración de los fenómenos (Del Latín Tempus), y en
la perforación petrolera es el tiempo que se tardan los recortes o ripios que corta la
barrena en llegar a la superficie, de acuerdo al caudal de fluido bombeado en litros
por minuto.
Trabajando con los ejemplos anteriores, que tiempo tardan los ripios en llegar
a la superficie.
VA Q Donde: Ta = Tiempo de atraso VA = Volumen Anular Q = Gasto de la bomba en litros por minuto 90,435
1,761 Ciclo: Es el tiempo que dura el fluido de perforación en retornar o dar la vuelta. Tiempo = VTA Q
Donde: VTA = Volumen total del agujero en litros. Q = Gasto de la bomba en litros por minuto. 90,435 + 13,890
1,761
= 59.2 minutos
Tiempo =
= 51.3 minutos Ta =
Ta= = min.
186
9.3.- Concepto de velocidad anular.
Velocidad Anular: Es el claro que queda comprendido entre el interior del
agujero o tubería de revestimiento y el diámetro exterior de la tubería de perforación
o producción. Este espacio es por donde regresan los fluidos del fondo del pozo
hacia la superficie a trabes de la línea de descarga (línea de flote) localizada arriba
del conjunto de preventores y sirve de conducto para que los fluidos regresen hacia
las presas.
24.5 x Q
D² - d²
Donde: Va = Velocidad anular en pies por minuto 24.5 = Constante o factor Q = Gasto de la bomba en galones por minuto D² = Diámetro del agujero o Tubería de revestimiento d² = Diámetro de la tubería de trabajo
Ejemplo: El pozo tiene un agujero de 8.5 pg a 1,500 m y una tubería de trabajo de 4.5 pg
(4½‖)
Calcule la velocidad Anular con un gasto de 340 GPM (galones por minuto).
24.5 X 340
8.5² - 4.5 ²
Va = =
160
3.28
= 48.7 mts/min.
24.5 x 340
8.5² - 4.5 ²
= Va =
24.5 x 340
72.25 - 20.25
8330
52.00
= 160 pies/ min.
= pies /min.
Va=
187
BIBLIOGRAFIA
Prácticas recomendadas de instituto americano del petróleo (A.P.I.)
API-RP-53.- Prevención de brotes en los sistemas y equipos para la perforación
de pozos
API-RP-59.- criterios en las pruebas de conexiones superficiales.
API-64.- Especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento.
API-RP-16E y MMS (reglamento para el servicio para manejo de materiales)
API-RP-49.- Como trabajar en presencia de H2S en los pozos de perforación.
A.S.T.M.- sociedad americana de prueba de materiales.
N.L.G.I.- Instituto nacional de grasas y lubricantes.
Manual del ingeniero químico, Perry. Sexta edición. Tomo I