Capitulo2- equipos de perforacion

64
6 DESCRIPCION DEL CONTEXTO El Petróleo El petróleo es una mezcla en la que coexisten en fase sólida, líquida y gas, compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por átomos de hidrógeno y pequeñas proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrógeno, azufre, oxígeno y algunos metales, ocurriendo en forma natural en depósitos de roca sedimentaria. Su color varía entre ámbar y negro. La palabra petróleo significa aceite de piedra. Importancia La vida sin el petróleo no podría ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para generar electricidad, obtener energía calorífica para fábricas, hospitales y oficinas y diversos lubricantes para maquinaria y vehículos. La industria petroquímica usa productos derivados de él para hacer plásticos, fibras sintéticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, hules y agroquímicos. El petróleo ha transformado la vida de las personas y la economía de las naciones. Su descubrimiento creó riqueza, modernidad, pueblos industriales prósperos y nuevos empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas (IMP, 1998).

description

Flush-byEl equipo de flush-by consiste de un camion compuesto por un tanque para almacenar fluidos y su bomba triplex respectiva y una torre de perforacion montada.El equipo de flush-by esta diseñado para destapar pozos taponeados por arena o lodos, la forma de funcionar es que envia a presion fluido y la varilla que se mete empieza a girar perforando la obstruccion provocando que el pozo se venga y se habilite nuevamente el pozo.SwabEl objetivo de la Induccion o Swab es extraer aceite y/o agua, eliminando particulas de parafina, emulsiones y particulas solidas adheridas a la pared de la tuberia de produccion o suspendidas en los liquidos dentro del pozo, mediante el servicio de sondeo e induccion mecanica con copas de hule o neopreno. Nuestra finalidad es reducir la presion hidrostatica del pozo y/o eliminar obstrucciones para mejorar las condiciones de flujo prolongando la etapa fluyente de los pozos que producia en forma natural y que han declinado su produccion paulatinamente.

Transcript of Capitulo2- equipos de perforacion

  • 6

    DESCRIPCION DEL CONTEXTO

    El Petrleo

    El petrleo es una mezcla en la que coexisten en fase slida, lquida y gas,

    compuestos denominados hidrocarburos, constituidos por tomos de hidrgeno y pequeas

    proporciones de heterocompuestos con presencia de nitrgeno, azufre, oxgeno y algunos

    metales, ocurriendo en forma natural en depsitos de roca sedimentaria. Su color vara entre

    mbar y negro. La palabra petrleo significa aceite de piedra.

    Importancia

    La vida sin el petrleo no podra ser como la conocemos. Del crudo obtenemos gasolina y

    diesel para nuestros autos y autobuses, combustible para barcos y aviones. Lo usamos para

    generar electricidad, obtener energa calorfica para fbricas, hospitales y oficinas y

    diversos lubricantes para maquinaria y vehculos.

    La industria petroqumica usa productos derivados de l para hacer plsticos, fibras

    sintticas, detergentes, medicinas, conservadores de alimentos, hules y agroqumicos. El

    petrleo ha transformado la vida de las personas y la economa de las naciones. Su

    descubrimiento cre riqueza, modernidad, pueblos industriales prsperos y nuevos

    empleos, motivando el crecimiento de las industrias mencionadas (IMP, 1998).

  • 7

    Figura 2. Diagrama de los derivados del petrleo

    Fuente: IMP (1998)

  • 8

    Composicin

    Dependiendo del nmero de tomos de carbono y de la estructura de los hidrocarburos que

    integran el petrleo, se tienen diferentes propiedades que los caracterizan y determinan su

    comportamiento como combustibles, lubricantes, ceras o solventes.

    Las cadenas lineales de carbono asociadas a hidrgeno constituyen las parafinas; cuando las

    cadenas son ramificadas se tienen las isoparafinas; al presentarse dobles uniones entre los

    tomos de carbono se forman las olefinas; las molculas en las que se forman ciclos de

    carbono son los naftenos, y cuando estos ciclos presentan dobles uniones alternas (anillo

    bencnico) se tiene la familia de los aromticos.

    Adems hay hidrocarburos con presencia de azufre, nitrgeno y oxgeno formando familias

    bien caracterizadas, y un contenido menor de otros elementos. Al aumentar el peso

    molecular de los hidrocarburos las estructuras se hacen verdaderamente complejas y

    difciles de identificar qumicamente con precisin. Un ejemplo son los asfltenos que

    forman parte del residuo de la destilacin al vaco; estos compuestos adems estn

    presentes como coloides en una suspensin estable que se genera por el agrupamiento

    envolvente de las molculas grandes por otras cada vez menores para constituir un todo

    semicontinuo.

    Tipos

    Son miles los compuestos qumicos que constituyen el petrleo, y, entre muchas otras

    propiedades, estos compuestos se diferencian por su volatilidad (dependiendo de la

    temperatura de ebullicin). Al calentarse el petrleo, se evaporan preferentemente los

    compuestos ligeros (de estructura qumica sencilla y bajo peso molecular), de tal manera

    que conforme aumenta la temperatura, los componentes ms pesados van incorporndose al

    vapor.

  • 9

    Las curvas de destilacin TBP (del ingls true boiling point, temperatura de ebullicin

    real) distinguen a los diferentes tipos de petrleo y definen los rendimientos que se pueden

    obtener de los productos por separacin directa. Por ejemplo, mientras que en el crudo

    Istmo se obtiene un rendimiento directo de 26% volumtrico de gasolina, en el Maya slo

    se obtiene 15.7%.

    La industria mundial de hidrocarburos lquidos clasifica el petrleo de acuerdo con su

    densidad API (parmetro internacional del Instituto Americano del Petrleo, que diferencia

    las calidades del crudo) (IMP, 1998).

  • 10

    Tabla 1. Clasificacin del petrleo de acuerdo a su densidad

    Aceite crudo Densidad

    ( g/ cm3)

    Densidad

    grados API

    Extrapesado >1.0 10.0

    Pesado 1.0 - 0.92 10.0 - 22.3

    Mediano 0.92 - 0.87 22.3 - 31.1

    Ligero 0.87 - 0.83 31.1 - 39

    Superligero < 0.83 > 39

    Fuente: IMP (1998)

  • 11

    PEMEX

    PEMEX tiene el compromiso de producir hidrocarburos y sus derivados,

    transportarlos y comercializarlos, tanto en el mercado nacional como internacional, as

    como proporcionar los servicios relacionados con su actividad en forma segura, eficaz y

    apegada al marco normativo, con respeto al medio ambiente, con la finalidad de lograr la

    satisfaccin del cliente e incrementar el valor agregado de la empresa. Para esto, cuenta con

    polticas de calidad, buscando ser un proveedor comprometido, confiable y eficiente.

    Actualmente, la mayora de los centros de trabajo de Petrleos Mexicanos cuenta

    con certificaciones en ISO 9001:2000 en procesos particulares o de forma integral que

    abarcan las reas de: produccin, transporte, comercializacin, planeacin, recursos

    humanos, mantenimiento, seguridad, suministro, finanzas, contabilidad y costos.

    PEMEX opera por conducto de un corporativo y cuatro organismos subsidiarios:

    Petrleos Mexicanos es el responsable de la conduccin central y de la direccin

    estratgica de la industria petrolera estatal, y de asegurar su integridad y unidad de

    accin.

    Pemex Exploracin y Produccin tiene a su cargo la exploracin y explotacin del

    petrleo y el gas natural.

    Pemex Refinacin produce, distribuye y comercializa combustibles y dems

    productos petrolferos.

    Pemex Gas y Petroqumica Bsica procesa el gas natural y los lquidos del gas

    natural; distribuye y comercializa gas natural y gas LP; y produce y comercializa

    productos petroqumicos bsicos.

    Pemex Petroqumica a travs de sus siete empresas filiales (Petroqumica

    Camargo, Petroqumica Cangrejera, Petroqumica Cosoleacaque, Petroqumica

    Escoln, Petroqumica Morelos, Petroqumica Pajaritos y Petroqumica Tula)

    elabora, distribuye y comercializa una amplia gama de productos petroqumicos

    secundarios. (www.pemex.com, 2003).

  • 12

    Figura 3. Cadena de proceso del petrleo mexicano (PEMEX)

    Fuente: www.pemex.com (2003)

  • 13

    PEP

    PEP a nivel mundial ocupa el tercer lugar en trminos de produccin de crudo, el primero

    en produccin de hidrocarburos costa fuera, el noveno en reservas de crudo y el doceavo en

    ingresos y los productos que vende son Petrleo crudo (Maya, Istmo y Olmeca) y gas

    natural.

    Para exportacin, en Mxico se preparan tres variedades de petrleo crudo:

    Istmo: Ligero con densidad de 33.6 grados API y 1.3% de azufre en peso.

    Maya: Pesado con densidad de 22 grados API y 3.3% de azufre en peso.

    Olmeca: Superligero con densidad de 39.3 grados API y 0.8% de azufre en peso.

    El petrleo mexicano es materia prima de calidad que se encuentra presente en toda la

    industria nacional e internacional como lo es en transporte, alimentos, frmacos,

    fertilizantes, pinturas y textiles (www.pemex.com, 2003).

    Mis prcticas fueron realizadas en la Regin Sur, seccin Comalcalco.

  • 14

    Figura 4. Regin sur PEMEX

    Fuente: PEMEX (2003)

  • 15

    Perforacin

    Despus de que el hombre descubri el petrleo y todas sus diversas propiedades y

    aplicaciones, este adquiri un elevado valor comercial. Por esta razn el hombre empez a

    implementar nuevas tcnicas de obtencin de petrleo.

    Toda la ejecucin del conjunto de tcnicas y procesos con la finalidad de construir pozos

    productores (de petrleo, de gas) e inyeccin (de agua, de vapor), es conocido como el

    proceso de perforacin.

    Sistemas Bsicos del Equipo de Perforacin

    Sistema de Energa o de Potencia: Genera la energa requerida en el sitio y lo

    transmite a los diferentes componentes del pozo que necesiten energa para realizar

    sus respectivas funciones. Soporta todas las operaciones de la perforacin rotatoria,

    izaje, circulacin, seguridad, iluminacin, etc.

    Sistema de Izaje: La funcin del sistema de Izaje es la de proveer un medio para

    bajar o levantar sartas de perforacin, de revestimiento y otros equipos de sub-suelo.

    Sistema Rotatorio: Es uno de los componentes operacionales ms importantes de

    un pozo de perforacin. Su funcin principal, es hacer rotar la sarta de perforacin y

    permitir que la mecha perfore un hoyo desde la superficie hasta la profundidad

    programada.

    Este sistema comprende de 3 componentes bsicos: El ensamblaje rotatorio, la

    sarta de perforacin y la herramienta de corte y/o fractura.

    Sistema Preventorio de Seguridad: Constituye uno de los componentes

    principales de un pozo, est formado por el conjunto impide reventones, cuya

    funcin principal es controlar mecnicamente una arremetida y evitar que estas se

    conviertan en un reventn, es decir previene el flujo incontrolado de fluidos de la

    formacin hacia el pozo.

    Sistema de circulacin de fluidos: Hablar ms a detalle de este sistema en el

    apartado siguiente, ya que esta es el rea de los ingenieros qumicos y requiere un

    mayor nfasis en el proceso (Robbins R., 2000).

  • 16

    Figura 5. Sistemas Bsicos del Equipo de Perforacin

    Fuente: Robbins R. (2000)

  • 17

    Fluidos de Control

    Comnmente llamado lodo o lodo qumico, es el fluido circulatorio que se utiliza

    en el proceso de perforacin y terminacin de pozos petroleros, formados por una mezcla

    de aditivos qumicos que proporcionan propiedades fsico-qumicas idneas a las

    condiciones operativas y caractersticas de la formacin litolgica a perforar. Estos fluidos

    estn diseados para cumplir cada una de las funciones especficas para la que fu diseada.

    La estabilizacin de sus parmetros fsico-qumicos, as como la variacin de los mismos al

    contacto con los contaminantes liberados en la formacin perforada, son controladas

    mediante anlisis continuos.

    Esta mezcla qumica de lquidos y/o gases y slidos circula a travs de la sarta de

    perforacin hasta la barrena y regresa a la superficie por el espacio anular.

    Es una parte clave del proceso de perforacin, y el xito de un programa de perforacin

    depende de su diseo (Condhuce S. C., 2000).

    Funciones del fluido de perforacin

    1. Mantener controlada la presin de formacin

    El agua, el aceite y el gas contenidos en el yacimiento ejercen una gran presin hacia

    arriba como si pugnaran por salir a la superficie. A esta presin se le llama presin de

    formacin. La presin mxima que puede soportar la formacin sin llegar a una fractura

    de la misma se conoce como presin de fractura. Para realizar con seguridad y facilitar las

    operaciones de reparacin y terminacin de pozos es necesario contrarrestar esa presin de

    formacin y llevarla a un punto de equilibrio ejerciendo una presin contraria mediante un

    fluido de control, sin sobrepasar la presin de fractura.

    A esta presin que ejerce el fluido para equilibrar la presin de formacin la llamamos

    presin hidrosttica. Esta presin depende de dos parmetros: densidad y profundidad.

    Densidad: es la masa de un material en relacin al volumen que ocupa.

  • 18

    La densidad de un fluido es probablemente una de las propiedades ms importantes, ya que

    gracias a su correcto manejo se logra el control de un pozo; manteniendo la presin

    hidrosttica igual o ligeramente mayor que la presin de formacin. Algunas partculas se

    aaden precisamente para hacerlo ms denso y por esto se llaman fluidos densificados.

    La profundidad utilizada es la vertical o verdadera del pozo (TVD) y no la que corresponde

    a la longitud de la sarta (TMD). Estas profundidades usadas para calcular cadas de

    presiones y volumen de cemento.

    Para calcular la presin hidrosttica se usa la siguiente frmula:

    PH = 0.052 x D x H (psi)

    Dnde:

    0.052: factor de conversin

    D: densidad del fluido, lb/gal

    H: profundidad vertical, pies

    La primera funcin o uso del fluido de control es, por tanto, la de lograr el equilibrio entre

    la presin de formacin y la presin hidrosttica (Darley H. 2000).

  • 19

    Figura 6. Equilibrio entre presin de formacin y presin hidrosttica

    Fuente: Condhuce S. C. (2000)

  • 20

    2. Evitar o minimizar el dao a la formacin.

    Qu pasara si la presin hidrosttica que ejerce el fluido hacia abajo fuera mucho mayor

    que la presin de formacin que ejerce el gas, el aceite o el agua hacia arriba?

    Indudablemente que entraran los fluidos daando la formacin disminuyendo el volumen

    poroso de la roca y dificultando as posteriormente la explotacin eficiente del pozo.

    Qu hara usted para evitar esto? Por supuesto que sera necesario mantener la presin

    hidrosttica igual o ligeramente, superior a la presin de formacin.

    Para mantener el equilibrio es necesario agregar al fluido agentes dispersantes que faciliten

    su fluidez y reduzcan as la resistencia evitando la necesidad de provocar un excesivo

    aumento de la presin al entrar la sarta al pozo.

    Estos agentes dispersantes permiten adems la formacin de un enjarre en las paredes de la

    formacin, evitando as tambin la migracin de fluidos a los intervalos en explotacin.

    Gracias a la fluidez es posible realizar las operaciones, conservando la presin hidrosttica

    igual o ligeramente mayor que la presin de formacin, lo cual permite evitar o minimizar

    el dao a la formacin.

    Adems de utilizar en la preparacin de los fluidos, materiales qumicos que sean

    compatibles con la informacin productora (Condhuce S. C., 2000).

  • 21

    Figura 7. Dao a la formacin ya que la Presin hidrosttica es mayor a la presin

    formacin.

    Fuente: Condhuce S. C. (2000)

  • 22

    3. Acarreo de recortes a la superficie

    Llamamos recortes a la arena, cemento y fierro que como consecuencia misma de los

    trabajos de perforacin, mantenimiento y terminacin de pozos se producen.

    Estos recortes por ser slidos dentro de un fluido tendern a caer hacia el fondo atrados por

    la fuerza de gravedad.

    Cules seran las consecuencias si ese material slido se acumula en el espacio anular

    debido a un fluido mal preparado que no los arrastre a su paso hasta la superficie?

    Para extraerlos se tendra que aumentar la fuerza o presin del fluido circulante lo que

    aumentara la presin hidrosttica, con peligro como ya se dijo de daar la formacin.

    Adems se originaran fallas en la herramienta de molienda y tubera atrapada, velocidad

    reducida de penetracin y retrituracin de recortes.

    Para evitar esto es necesario que el fluido cumpla realmente la funcin de acarrear a su paso

    estos recortes, lo cual se logra gracias a la suficiente densidad y viscosidad que se le da en

    su preparacin, sin olvidar tambin cuidar el gasto ptimo de circulacin.

    El fluido cumple sta funcin a travs de la viscosidad, la densidad, el punto cedente y la

    hidrulica, mediante la velocidad anular (Darley H. 2000).

    La viscosidad de un fluido no debera ser ms alta que la requerida para lograr una buena

    capacidad de transporte y suspensin. Los fluidos con altas viscosidades, particularmente

    los bentonticos, tienden a embolar la mecha, a incrementar la presin y a pegar la tubera,

    mientras que los de muy bajas viscosidades tienden acelerar la precipitacin de los slidos.

    Adems, las altas viscosidades afectan la tasa de penetracin al variar el peso aplicado

    sobre la mecha por el aumento de la flotabilidad de la sarta de perforacin y del ensamblaje

    de fondo, y pueden llegar a tener efectos indeseables sobre el control del filtrado y sobre la

    eficiencia operacional de los equipos de control de slidos.

    La densidad est relacionada con la flotabilidad del fluido, es decir con la fuerza de

    levantamiento generada por la diferencia entre la densidad de los slidos y la del fluido, de

    modo que al aumentar la densidad del fluido aumentan las fuerzas de flotacin que actan

  • 23

    sobre los slidos y por consiguiente aumenta la fuerza que empuja a los slidos fuera del

    hoyo. Por sta razn los fluidos ms densos tienen mayor capacidad de transporte que los

    menos densos (Condhuce S. C., 2000).

    El punto cedente es la propiedad reolgica del fluido que atrapa al slido en condiciones

    dinmicas. Esta propiedad debe mantenerse dentro de un rango de valores que no sean ni

    muy altos ni muy bajos, debido a que los altos puntos cedentes influyen en el aumento de

    las cadas de presin en el anular y en consecuencia aumentan la densidad equivalente de

    circulacin (ECD) o peso real del lodo aplicado contra la formacin en condiciones

    dinmicas. Esto puede originar una pega diferencial o en su defecto fracturar la formacin y

    causar una prdida de circulacin, que de no controlarse a tiempo, puede convertirse en una

    arremetida. En cambio, los puntos cedentes muy bajos causan problemas de sedimentacin

    e incrementan las posibilidades de una pega de tubera por empaquetamiento (Darley H.

    2000).

    La velocidad del fluido es funcin de la velocidad anular, la cual debe ser en todo momento

    mayor a la velocidad de cada de los slidos para que estos puedan ser llevados hasta la

    superficie. La diferencia de estas dos velocidades es la velocidad de transporte o

    velocidad real a la cual se transportan los slidos (las velocidades son controladas por

    medio de la bomba o bombas). En un pozo vertical se debe cumplir que:

    VELOCIDAD DE TRANSPORTE = VELOCIDAD ANULAR -VELOCIDAD DE CADA

    4. Suspensin de recortes al detenerse la circulacin

    Qu pasa cuando la circulacin del fluido se detiene por algn problema operacional?

    Los recortes caeran hacia el fondo del pozo causando un exceso de recortes en el fondo lo

    que provocara una baja en la perforacin y posiblemente una pegadura de tubera.

    Los tcnicos tenan este problema y para resolverlo pensaron, qu tal si al detenerse el

    fluido se forma una estructura gelatinosa que detenga los recortes y que al volver a circular

    se rompa esa estructura y vuelva a fluir normalmente?. Lo lograron aadiendo bentonita o

    polmero al fluido. Esta cualidad se define como: Tixotropa.

  • 24

    Tixotropa.- Es la tendencia que tienen algunos fluidos de formar estructuras gelatinosas o

    semislidas cuando estn en reposo y que al ser sometidas a un esfuerzo vuelven a su

    estado original. Podemos decir entonces que el fluido cumple su funcin de suspensin de

    recortes, gracias al fenmeno fsico denominado tixotropa (Condhuce S. C., 2000).

  • 25

    Figura 8.Suspensin de recortes.

    Fuente: Condhuce S. C. (2000)

  • 26

    5. Soporte del peso de la sarta.

    Todos hemos observado que cuando alguien se sumerge en una alberca o en una tina, pesa

    mucho menos. Si el agua est al borde, al entrar la persona sta se derrama por supuesto y

    si no est al borde ciertamente sube de nivel.

    Arqumedes, el sabio griego, al observar este fenmeno sac una brillante deduccin que

    segn la leyenda le hizo exclamar: Eureka, lo tengo! Actualmente se conoce como

    principio de Arqumedes y dice as: un cuerpo sumergido parcial o totalmente en un

    lquido es empujado hacia arriba por una fuerza igual al peso del lquido desalojado

    Pues bien, este fenmeno ocurre tambin en nuestro trabajo, al introducir la sarta en el

    fluido, esta recibe un empuje hacia arriba igual al peso del fluido desalojado e

    indudablemente que el empuje ser mayor si el peso del fluido desalojado es mayor debido

    a su densidad.

    Esto es particularmente importante al aumentar la profundidad, ya que como usted por

    experiencia sabe, el peso de la sarta que el equipo tiene que soportar es mayor a ms

    profundidad, Ahora sabemos cmo y por qu este peso disminuye al introducir la tubera en

    el pozo sumergida en cualquier lquido.

    En este sentido decimos que los fluidos cumplen la funcin de dar cierto soporte al peso de

    la sarta confirmado por el principio de Arqumedes (Condhuce S. C., 2000).

    6. Enfriamiento y lubricacin de la barrena de perforacin y sarta de trabajo.

    Qu le pasa a la broca de un taladro cuando usted pretende hacer un orificio y el material

    ofrece mucha resistencia? Se calienta claro y, puede ser peligroso si la tocamos antes de

    enfriarse.

    De forma parecida en las operaciones de molienda, el contacto entre la herramienta

    moledora y el material que se est moliendo genera una gran cantidad de calor, llamado

    calor de friccin.

    Gracias al fluido que pasa por esos puntos de friccin y por esa zona de calor se logra un

    enfriamiento. Cuando se trabaja en un equipo perforando, terminndolo o dndole

    mantenimiento al pozo, el fluido sale a la superficie muy caliente. El calor de friccin

  • 27

    produce temperaturas hasta de 75 C o ms.

    Qu beneficios nos reporta esta funcin de enfriamiento y lubricacin que tienen los

    fluidos de control? Podemos decir que sus beneficios son cuatro bsicamente:

    1. Prolongacin de la eficiencia de la barrena o molino

    2. Disminucin de la presin y mejorar el arrastre

    3. Una menor presin de bombeo

    4. Menor desgaste por friccin en la sarta de trabajo y en la tubera de

    revestimiento

    Aunque en bajo grado, el fluido de control posee propiedades lubricantes que pueden

    incrementarse si se incluyen en su preparacin aceites combinados con agentes

    emulsificantes o detergentes (Darley H. 2000).

    7. Formacin de pared (Enjarre).

    Algunos fluidos gracias a su viscosidad y slidos en suspensin, sometidos a una presin,

    forman en las paredes de la formacin una pelcula protectora llamada enjarre, que sirve de

    pared entre el fluido de control y la misma formacin.

    A medida que la barrena penetra en la formacin subterrnea, se suprime parte del apoyo

    lateral que ofrecen las paredes del pozo a menos que ese sostn sea remplazado por el

    fluido de control. Esta pared mejora la estabilidad del pozo ya que brinda mayor soporte a

    la formacin debilitada por la barrena perforando.

    Cuando se perfora una formacin que no est consolidada, como en las arenas, se requiere

    de un lodo que proporcione un enjarre delgado, pero resistente, sobre las paredes del pozo.

    Si se perfora una formacin firme y consolidada como lutitas, la densidad del lodo puede

    ofrecer un apoyo suficiente. Pero, si la formacin es muy firme, como granito o caliza, se

    necesita poco sostn por parte del lodo (Condhuce S. C., 2000).

  • 28

    8. Proveer un medio adecuado para efectuar operaciones de cable, con lneas de acero

    y/o herramientas especiales.

    Normalmente las operaciones para perforar, reparar o terminar un pozo se efectan con

    movimiento de tuberas con pesos bastante elevados. Otro tipo de operaciones como:

    registro de cable, disparos, desconexiones de tuberas, apertura o cierre de vlvulas de

    circulacin, toma de registros de presin de fondo, etc., son hechos con herramientas que

    se introducen al pozo utilizando cable o alambre de acero.

    Por lo tanto, es importante mantener la viscosidad y gelatinosidad del fluido en

    condiciones, para que la introduccin y recuperacin de las herramientas operadas con

    cable y/o alambre de acero, no encuentren resistencia en el interior de las diferentes tuberas

    (Condhuce S. A., 2000).

    9. Transmitir potencia hidrulica a la barrena.

    El fluido es el medio por el cual se transmite la potencia hidrulica desde la superficie hasta

    el fondo del pozo. Esta potencia se puede optimizar mediante un programa hidrulico y

    cuyo fin es el de seleccionar el caudal y los chorros de barrena ms ptimos para perforar

    con la mxima tasa de penetracin. Esta optimizacin est basada en los criterios de

    mxima potencia hidrulica y mximo impacto hidrulico.

    Los fluidos viscosos y los de mayor densidad, originan mayores prdidas de presin a

    travs de todo el sistema de circulacin que aquellos fluidos que disminuyen la viscosidad

    con el esfuerzo de corte y contienen bajo porcentaje de slidos. A menor viscosidad, mayor

    es la transmisin de la potencia hidrulica de superficie a mecha, porque el fluido ofrece

    menos resistencia a fluir. Las propiedades del fluido, particularmente las reolgicas, ejercen

    influencia considerable sobre la potencia hidrulica y por lo tanto deben mantenerse en

    valores aceptables de acuerdo a la densidad del fluido (Condhuce S. C., 2000).

  • 29

    10. Controlar la corrosin de la tubera y barrena dentro del pozo.

    La sarta de perforacin y las tuberas de revestimiento del pozo que estn en constante

    contacto con el fluido de perforacin estn propensas a varias formas de corrosin. La

    corrosin aumentar conforme disminuye el pH y puede llevar a:

    - Roturas de la tubera por chorro erosivo (lavado).

    - Fallas en la bomba de lodos.

    - Fugas en las lneas de superficie.

    El fluido de perforacin y terminacin adems de proteger las superficies metlicas no debe

    daar los componentes de caucho o elastmeros (Darley H. 2000).

    Propiedades de los fluidos de control

    Siempre que se ejecuten operaciones con los fluidos de control, deben de manejarse y

    relacionarse sus propiedades fundamentales:

    1. Densidad

    2. Viscosidad

    3. Punto de cedencia

    4. Gelatinosidad (Tixotropa)

    5. Filtracin

    6. Potencial Hidrgeno (pH)

    El desconocimiento y manejo incorrecto de estas propiedades ha ocasionado desde

    incremento en tiempo y costo, hasta prdida de pozos.

  • 30

    Densidad

    La Densidad de los Fluidos de Control. La densidad de un fluido de control densificado es

    mayor que la densidad del agua dulce, porque un volumen de fluido densificado pesa ms

    que el mismo volumen de agua, ya que adems de agua, el fluido densificado contiene otras

    partculas que lo hacen ms pesado (Condhuce S. C., 2000).

    Viscosidad

    Viscosidad Aparente (a) Es la resistencia al flujo de un fluido, causada principalmente

    por las fuerzas de atraccin de sus partculas y en menor grado por la friccin creada entre

    ellas a una determinada velocidad de corte.

    Viscosidad Plstica (p) Es la resistencia al flujo originada por la friccin mecnica,

    generada por el rozamiento y concentracin de los slidos entre s y la viscosidad de la

    fase lquida que los rodea.

    Esta definicin nos permite deducir 2 tiles conclusiones:

    A mayor densidad o concentracin de slidos por volumen, la friccin entre las

    partculas aumentar por incrementarse el rozamiento entre ellas; y bajo tales

    condiciones, la viscosidad plstica, que es una medida de friccin, se incrementar

    aumentando tambin la viscosidad aparente.

    Si se disminuye el dimetro o tamao de las partculas slidas, tambin aumentar

    la viscosidad plstica, debido a que aumentar el rea de superficie de las partculas

    y esto incrementar el rozamiento y friccin entre ellas.

    Siempre que se pretenda reducir la viscosidad plstica, es necesario disminuir la

    concentracin de slidos por medio de aparatos mecnicos, dilucin o sedimentacin.

    Los slidos que se incorporan a los fluidos de control se clasifican en 2 grupos: Deseables e

    Indeseables (Condhuce S. C., 2000).

  • 31

    Punto de cedencia (o)

    El punto de cedencia es otro de los componentes de la resistencia al flujo de un fluido. Se

    debe a las fuerzas de atraccin que existen entre las partculas o slidos en suspensin.

    Estas fuerzas de atraccin son una consecuencia de las cargas elctricas concentradas sobre

    la superficie de las partculas.

    El valor de esta fuerza de atraccin o punto de cedencia, est en funcin de:

    1. El tipo de slidos y las cargas elctricas asociados con ellos.

    2. La concentracin en volumen de slidos.

    3. La concentracin inica de las sales contenidas en la fase lquida.

    Un alto punto de cedencia tiene efectos indeseables sobre el control de prdida del filtrado,

    las presiones de circulacin y las resistencias de los geles; por lo cual muchas veces es

    necesario reducirlos (Condhuce S. C., 2000).

    Gelatinosidad

    Propiedad que tienen ciertos fluidos de formar estructuras semirrgidas cuando estn en

    reposo y de recuperar nuevamente su estado original por agitacin mecnica.

    Tcnicamente esta propiedad se denomina tixotropa.

    La magnitud y el tipo de resistencia de estas estructuras tipo gel que forman el fluido de

    control, son de importancia determinante para lograr la suspensin de recortes y de material

    densificante, cuando el fluido se encuentra en reposo. Si los geles no tienen suficiente

    resistencia, los recortes y el material densificante se precipitaran al fondo.

    Gelatinosidad y puntos de cedencia; estas dos propiedades reolgicas estn en funcin de la

    fuerza de atraccin de las partculas. Al disminuir el punto cedente, tambin se disminuye

    la gelatinosidad; sin embargo, un valor bajo de punto de cedencia no ser indicativo de que

    la gelatinosidad sea cero.

  • 32

    Filtracin

    Es la prdida de fraccin lquida de un fluido hacia la formacin, cuando la permeabilidad

    de sta lo permite. La fase lquida puede ser agua o aceite.

    La filtracin del fluido a la formacin se contrarresta mediante la formacin de un enjarre

    que sirve de medio filtrante y disminuyendo la diferencial de presin entre la columna

    hidrosttica y la presin de fondo de la formacin.

    Efectos indeseables: altas velocidades de filtrado siempre producen efectos indeseables que

    pueden daar irreparablemente la formacin productora. Estos son, entre otros, hidratacin

    de lutitas, invasin de filtrado y friccin en el agujero.

    Potencial Hidrgeno (pH)

    Cuando se prepara un fluido de control base- agua, el conjunto de substancias que se

    mezclan para lograr las propiedades de densidad, viscosidad y gelatinosidad que se

    requieren, producen reacciones qumicas cuyo resultado es un fluido cido o alcalino, lo

    cual influye determinantemente en las propiedades de flujo, en las resistencias de gel, en el

    control de corrosin, en el rendimiento de las arcillas y en las prdidas de filtracin.

    Se sabe que las substancias alcalinas como cloruro de calcio (CaCI2), reaccionan con el

    agua produciendo calor y las substancias cidas como el cromato de zinc (CrZn) disocian

    las molculas del material con quien entran en contacto.

    Por lo cual los fluidos de control que se manejan en los pozos debern mantenerse en cierto

    grado de alcalinidad, pH = 8 a 9.5 (Condhuce S. C., 2000).

  • 33

    Figura 9.Escala de acidez y alcalinidad.

    Fuente: Condhuce S. C. (2000)

  • 34

    Clasificacin de Fluidos de Control

    Lodos Base Agua:

    La mayora de los fluidos de perforacin son de base acuosa y se subdividen en:

    1. Agua dulce: Es agua sin sales y sin otros elementos mezclados con ella

    VENTAJAS

    Fcil manejo.

    Facilidad para efectuar operaciones de cable y lnea de acero.

    DESVENTAJAS

    Hidrata fcilmente las lutitas arcillosas daando a la formacin productora, por

    lo cual deber tenerse cuidado con su uso.

    Aplicaciones:

    Se utiliza como fluido de control en zonas de baja presin ya que como fluido de

    limpieza, no tiene propiedades reolgicas (Halliburton Company IMCO. 1982).

    2. Una base especfica de salmuera. Son soluciones de sales con agua. Estos fluidos

    causan menos dao a las formaciones productoras. Su uso en las operaciones de

    terminacin y reparacin de pozos es para el control y limpieza de los mismos.

    2.1 Salmuera sdica. Es una solucin formada por agua dulce y sal en grano

    (cloruro de sodio). Su densidad mxima es de 1.19 gr/cm3

    VENTAJAS

    No daan la formacin ya que son fluidos libres de slidos

    Su costo es muy econmico

    DESVENTAJAS

    Limitaciones en el rango de densidad

    Nulo poder de arrastre por no contener slidos en suspensin

  • 35

    Son corrosivos

    Son irritantes

    Al rebasar el lmite de saturacin se precipita la sal

    Aplicaciones:

    a) Se utilizan siempre como fluido de control.

    b) Permiten fcilmente la introduccin de aparejos de bombeo neumtico por

    que estos fluidos no tienen slidos en suspensin.

    2.2 Salmuera Clcica. Es una solucin de Cloruro de Calcio en agua. Su densidad

    mxima es de 1.39 gr/cm3

    VENTAJAS

    No daan las formaciones

    Permite efectuar operaciones de conversin de aparejos en los pozos

    petroleros

    DESVENTAJAS

    Son corrosivas

    Son irritantes

    Al rebasar el lmite de saturacin se precipita la sal

    Aplicaciones: Control y limpieza de pozos especialmente si se mezcla con una

    arcilla clcica (Atapulguita) para darle viscosidad (Halliburton Company IMCO.

    1982).

    2.3 Salmuera con polmeros y densificantes. Son soluciones con sales a las que se

    agregan polmeros para dar viscosidad y gelatinosidad al fluido, as como

    densificantes para incrementar el valor de su densidad.

    VENTAJAS

    Al agregar polmeros se convierte en un fluido de limpieza con gran poder de

    arrastre.

  • 36

    Al densificarlo puede aumentar su densidad hasta 1.70 gr./cm3

    Contienen slidos en suspensin que no daan a la formacin, ya que son

    fcilmente solubles en cidos.

    DESVENTAJAS

    Los costos al agregar polmeros aumentan considerablemente.

    Son irritantes (sobre todo la salmuera clcica)

    Cuando la temperatura aumenta a 100OC, se degradan causando problemas de

    asentamiento.

    Causan problemas de generacin de espuma

    Son corrosivas.

    Aplicaciones: Se utilizan en el control y limpieza de pozos. Al utilizar las salmueras

    es importante tomar en cuenta que stas son afectadas por la temperatura. El aumento

    de la temperatura disminuye la densidad de las salmueras.

    3. Fluido Bentonita-Polmero-Alta Temperatura (Ben-Pol-At). Es una mezcla que

    combina la adicin de bentonita-polmero en agua dulce, en proporciones especficas que

    compensan los efectos adversos que sobre ellos tiene la temperatura de los pozos. Es un

    fluido base-agua tratado con sosa para ajustar el pH a nueve, para contrarrestar el efecto

    de la temperatura; consta de tres fases que son:

    Fase Lquida: Agua

    Fase Coloidal: Arcilla Polmero

    Fase Inerte: Slidos en Suspensin

    Caractersticas.- En pruebas de campo y laboratorio se ha comprobado que la arcilla

    (Bentonita) es la que proporciona estabilidad al polmero, aumentando su tolerancia a las

    altas temperaturas evitando la degradacin prematura del mismo, esto se logra debido al

    efecto de absorcin del polmero con las molculas de arcilla presentes, ya que por la

    naturaleza de sus cargas elctricas se enlazan fcilmente, dando origen a propiedades

    reolgicas satisfactorias (Halliburton Company IMCO. 1982).

  • 37

    Tabla 2. Ventajas y desventajas de fluidos Ben-Pol-At

    VENTAJAS DESVENTAJAS

    Se densifica con barita hasta 2.35

    gr/cm3 controlando la concentracin

    de arcilla en valores de 35 a 40 kg./

    m3.

    Soporta altas temperaturas de fondo

    (de 160 a 190 oC) aumentando la

    eficiencia de la intervenciones, ya que

    se obtiene una buena hidrulica de

    circulacin.

    Alta tolerancia a la contaminacin con

    cemento.

    Es de fcil preparacin, sustituyendo

    las emulsiones costosas y de manejo

    difcil.

    Elimina el uso de dispersantes como el

    lignex y sper caltex. Si fuera

    necesario utilizarlos sera en mnima

    concentracin.

    Permite la operacin satisfactoria de

    herramientas operadas con lnea de

    acero o cable elctrico, ya que el

    fluido estando en reposo en pozos

    profundos, desarrolla geles frgiles.

    Filtrado bajo, que forma un enjarre

    fino, plstico y permeable que evita la

    invasin del agua de filtrado a la

    formacin productora.

    Si por alguna causa se excede la

    concentracin de arcilla (40 kg/m3), sus

    condiciones reolgicas se alteran ocasionando

    que se formen geles rgidos cuando el fluido

    est en reposo.

    Fuente: (Halliburton Company IMCO. 1982).

  • 38

    Aplicaciones:

    Se utiliza normalmente como fluido de control y de limpieza en pozos profundos con

    temperaturas de fondo superiores a los 160oC

    4.-Fluido Cromolignosulfonato Emulsionado (CLSE). Es un fluido bentonticos

    densificado al que se agregan lignosulfonatos, cromolignitos y diesel como

    emulsificante. Es un fluido base agua - tratado y consta de tres fases:

    Fase Lquida : Agua

    Fase Coloidal: Arcilla (Coloide es una sustancia cuyas partculas

    pueden encontrarse en suspensin en un lquido,

    merced al equilibrio coloidal; dichas partculas no

    pueden atravesar la membrana semi-permeable de un

    osmmetro).

    Fase Inerte : Slidos en Suspensin

    Los slidos es suspensin deseables son la barita y el carbonato de calcio. Los

    indeseables son los recortes de cemento, fierro, arena etc.

    Debido a la intervencin de pozos ms profundos y en base a las temperaturas

    encontradas es necesario que en las operaciones de terminacin de los pozos se utilicen

    estos fluidos con cromolignosulfonatos.

    VENTAJAS

    Se densifica con barita hasta 2.20 gr/cm3 y con carbonato de calcio hasta 1.30

    gr/cm3 siendo este producto fcilmente disuelto con tratamiento de cido

    Se emulsiona con diesel al 20 % en volumen sin necesidad de agregar

    emulsificantes.

    Al perforar cemento, se reologa es poco afectada.

    Son estables a altas temperaturas y altas presiones.

  • 39

    DESVENTAJAS

    Costo elevado

    Requiere mayor control en su tratamiento

    El filtrado es agua, daando sta a la formacin

    Aplicaciones: Normalmente se utiliza como fluido de control y limpieza

    Lodo Base de Aceite

    Son fluidos en los que la fase continua es el aceite y la fase dispersa o discontinua en el

    agua. La ventaja principal de estos fluidos es que la prdida de filtrado (aceite) no daa la

    formacin pero su degradacin con agua dulce obligar a extremar cuidados en su

    mantenimiento.

    Por su rango de densidad se utilizan en pozos despresionados, as como en aquellos que

    manejan altas presiones.

    Ventajas extras:

    o Altamente inhibidos.

    o Resistentes a contaminaciones.

    o Estables a altas temperaturas y presiones.

    o De alta lubricidad.

    o No corrosivos.

    1- Fluidos Base Aceite (Emulsin Inversa). Es una emulsin inversa de aceite y agua.

    Para interrelacionar sus fases se requiere agitacin vigorosa y un agente emulsificante

    (jabn o detergente). La ventaja principal de estos fluidos es que la prdida de filtrado

    (aceite) no daa a la formacin; pero su degradacin con agua dulce obligar a extremar

    cuidados en su mantenimiento (Halliburton Company IMCO. 1982).

  • 40

    Tabla 3. Ventajas y desventajas de fluidos Emulsin Inversa

    VENTAJAS DESVENTAJAS

    Evita daar la formacin por

    filtracin de agua

    Se puede preparar el fluido con

    densidad menor que el agua dulce

    La viscosidad es fcil de controlar

    con diesel y agua

    Su densidad es de 0.92 a 2.20

    gr/cm3

    No se contamina fcilmente con

    gas

    Su baja gelatinosidad permite el

    asentamiento rpido de los recortes

    en las presas.

    Establece a altas temperaturas por

    arriba de los 200 C

    Su costo es mayor que el fluido

    bentnico

    Requiere una atencin especial

    Se requiere el cambio completo (no

    deben mezclarse con otros tipos de

    fluidos)

    Irritante

    Fuente: (Halliburton Company IMCO. 1982).

  • 41

    Aplicaciones: Control y limpieza de pozos

    2. Baja Densidad FAPX (Emulsin Directa). Su caracterstica principal se debe a la

    combinacin de lquidos diesel agua, emulsionados en forma directa y esta particularidad

    nos la proporciona el tipo de emulsificantes que se emplea.

    VENTAJAS

    Permite densidades de 0.81 a 0.92 gr/cm3

    Permite altas viscosidades de 70 a 1000 seg M.

    A pesar de su alta viscosidad permite establecer excelente bombeo.

    No se contamina con cemento

    Estable a altas temperaturas hasta 180 C

    DESVENTAJAS

    No se densifica

    Al agregar agua en exceso pierde sus propiedades

    Aplicaciones:

    Se utiliza en pozos despresionados con fluido de control y limpieza, adems de servir como

    fluido transportador de sal de grano, para el control de prdida de circulacin en

    yacimientos despresionados con una relacin de 80/20 de aceite y agua dulce

    respectivamente y se le conoce como (fluido FAPX SAL en grano) (Protexa S.A. de C. V.

    1980)

  • 42

    Figura 10. Clasificacin de fluidos.

    Fuente: Condhuce S. C. (2000)

  • 41

    El Sistema Circulante de fluidos de Control

    Es uno de los componentes principales de un pozo. Su principal funcin es servir de

    soporte al sistema de rotacin al proveer el equipo, los materiales y las reas de trabajo para

    preparar y mantener y revisar el eje principal de la perforacin rotatoria como es el fluido

    de perforacin. Tambin cumple como agente de seguridad ante emanaciones de gas a altas

    presiones (De la Torre E. 1981)

    1- TANQUES O PRESAS DE LODO

    Son los tanques o presas integrados al sistema de circulacin. Normalmente utilizan tres

    presas intercomunicados con capacidad de almacenamiento total de 1200 barriles (pozos

    medianos y profundos).

    Presa de recuperacin: Es la presa que recibe la descarga de lodo saliente del

    pozo. Esta presa sirve como soporte para el control de slidos. Se encuentra

    conectado a la presa qumica.

    Presa qumica: En esta presa se aaden los aditivos qumicos para aumentar o

    disminuir los parmetros preestablecidos.

    Sobre las presas se encuentran ubicadas unas tolbas (conos) que son las que permiten aadir

    los compuestos necesarios con mayor seguridad. Debajo de las tolbas pasa lodo a gran

    velocidad, impulsada por una bomba centrifuga, causando un efecto de vaco lo que permite

    que la tolba se vace con mayor rapidez y adems genera una mejor interaccin entre lodo y

    aditivo. Junto a la presa qumica se encuentra la bodega de qumicos, que es el lugar donde

    se resguardan todos los aditivos para el lodo.

    Tambin cuentan con aditivos depositados en sus propios contenedores, debido a que se

    compran en grandes cantidades y para facilitar su manejo se guardan en tanques especiales;

    estos tienen su propio sistema de descarga directo al tanque qumico (De la Torre E. 1981)

  • 42

    Figura 11. Sistema Circulante de fluidos de control (1).

    Fuente: Schlumberger (1999)

  • 43

    Figura 12. Sistema Circulante de fluidos de control (2).

    Fuente: Morillon J. R. (2008)

  • 44

    Figura 13. Presa de lodos y sus dispositivos.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 45

    Presa de succin o Bachera: En esta presa se preparan los baches. Esta presa se

    encuentra conectada a las bombas por ello tambin se le denomina tanque de

    succin.

    Los baches son preparados en un tanque preparador que se encuentra sobre la presa,

    despus se vierte en la Bachera y se manda al pozo.

    Presas de reserva: Estn diseadas para guardar lodo de reserva en caso de alguna

    prdida grande.

    Todas las presas tienen accesorios necesarios para realizar todas sus funciones, excepto las

    de reserva:

    Agitadores: Baten el lodo para evitar que los slidos caigan al fondo y mantener

    uniforme las propiedades del lodo.

    Medidor de volumen electrnico: Se encargan de la medicin de volmenes en

    presas y se monitorea en una cabina de registros.

    Bombas centrifugas: La funcin de estas bombas, de presin de expulsin baja y

    volmenes pequeos, es mantener el tubo de succin lleno ya que la bomba en

    ocasiones succiona muy rpido y vaca el tubo. Tambin se usa para la tolba ya que

    permite el desplazamiento de los aditivos.

    2- LINEA DE SUCCION

    3- BOMBA TRIPLEX

    Se considera al lodo como la sangre del pozo y a la bomba como el corazn del pozo.

    Son las encargadas de hacer cumplir el ciclo de circulacin del lodo, desde que la

    succionan de la presa respectiva, hasta que el fluido retorna al extremo opuesto de la presa

    de succin despus de pasar por el interior de las tuberas y los espacios anulares

    respectivos.

  • 46

    Una bomba triplex bsica consiste en 3 pistones que hacen un movimiento recproco

    dentro de un cilindro cada uno y de accin simple.

    El tamao de los pistones (y de las camisas en que se mueven) afecta el caudal (tasa de

    bombeo o gasto) y la presin mxima que pueda alcanzar la bomba. Camisas y pistones

    grandes producen grandes volmenes a bajas presiones, y camisas y pistones pequeos

    producen volmenes pequeos a altas presiones (Schlumberger, 1997).

    Ventajas de bombas triplex de accin simple sobre bombas duplex de doble accin

    Son 30% ms ligeras que las duplex

    Mantenimiento ms sencillo

    Econmicas

    Facilidad de control de fluidos

    Descarga el lodo ms suavemente

    Grandes volmenes a grandes presiones

    Alta velocidad

  • 47

    Figura 14. Bomba de Pistn Triplex.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 48

    Con camisas de 5 pulgadas

    1100 Gal./min. o 4000 lt/min.

    7000 PSI o 50000 kilopascales

    La bomba tiene 2 amortiguadores, uno en la lnea de succin y otro en la lnea de descarga

    y se encargan de absorber los golpes de presin en la descarga de la bomba debido al

    pistoneo y en la de succin debido al vaco. Permite as una entrega volumtrica suave y a

    la vez que disminuye las vibraciones

    La cmara de amortiguacin se pre-carga con Nitrgeno contenido en un diafragma

    (Schlumberger, 1997).

    4- LINEA DE DESCARGA

    Manguera que empieza en la bomba hasta el tubo vertical (Stan Pipe, tubera roja)

    5- TUBO VERTICAL O STAN PIPE

    Es un tubo que sirve de enlace entre la lnea de flujo proveniente de las bombas, la cual

    termina en un mltiple de vlvulas situado comnmente en el piso de la mesa y la

    manguera de lodo. Su nombre deriva del hecho de que se encuentra adosado verticalmente

    a la estructura.

    6- MANGUERA DE KELLY

    Se utiliza para conectar el extremo superior del Stan Pipe con la unin giratoria.

    7- UNION ROTATORIA

    Forma parte tanto del sistema de circulacin como del rotatorio.

    8- KELLY

    Al igual que la unin giratoria, es componente de los sistemas de circulacin y rotatorio

  • 49

    Sarta de perforacin: Es el conjunto de tuberas necesarias para rotar la barrena y aplicar

    peso sobre ella para poder penetrar la corteza terrestre y circular fluidos hasta el fondo del

    pozo, para poder sacar hasta la superficie los recortes generados. Entre los componentes de

    la sarta se encuentran los siguientes:

    9-TUBERIA DE PERFORACION

    10-LASTRABARRENA

    11-BARRENA

    12- ESPACIO ANULAR:

    Son los diferentes espacios entre el hoyo perforado o la pared interna del revestidor y la

    sarta de perforacin, desde el fondo hasta el cabezal del pozo.

    13- LINEA DE FLOTE O DE FLUJO

    Es el conducto que sirve de comunicacin entre el cabezal de pozo y las presas activas de

    lodo.

    14- CONTROL DE SLIDOS

    Son los equipos encargados de limpiar y acondicionar el fluido de perforacin, eliminando

    slidos y gases indeseables que se han incorporado durante la perforacin antes de ser

    inyectado nuevamente al pozo.

  • 50

    Figura 15. Recorrido del fluido a travs del mstil.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 51

    Distribuidor: comnmente llamado pulpo, es una pequea pileta en donde se

    descarga el lodo por la lnea de flote. Tiene 5 vlvulas de las cuales 4 van a las

    temblorinas y la otra es la lnea de by pass. Por lo general solo 2 de las vlvulas

    permanecen abiertas ya que se trabaja nicamente con 2 temblorinas.

    Temblorinas: Son agitadores encargados de la primera fase de remocin de slidos.

    En ellos se descargan los slidos de tamaos mayores (150 micras). Su funcionamiento

    es muy sencillo consta de una mesa con una ligera inclinacin que tiene una malla, que

    cubre la superficie, que se somete a vibraciones, causando as que los slidos

    permanezcan atrapaos en las mallas mientras que los lquidos pasan por la malla,

    depositndose en la trampa de arena. La canasta se mueve circularmente uniforme.

    Existen diversos tipos de mallas, que se miden de acuerdo a la escala de March, la cual

    indica que una malla March 40, contiene 40 agujeros por plagada lineal. Las mallas sern

    seleccionadas de acuerdo al tipo de barrena utilizada y a la etapa de perforacin.

    Trampa de arena: Su funcin es la de servir de asentamiento a las partculas slidas,

    que pasan a travs de las mallas instaladas en las Temblorinas. Dado que es un

    compartimiento de asentamiento por gravedad, no debe ser agitado y debe tener control

    de drenado de apertura y cierre rpido, de tal forma que los slidos asentados puedan ser

    descartados con mnimas perdidas de lodo.

  • 52

    Figura 16.Temblorina y trampa de arena.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 53

    Figura 17.Principio de la Trampa de arena.

    Fuente: Darley H. (2000)

  • 54

    Mud Cleaner (Desarenador y Desarcillador):

    Principio del hidrocicln: El fluido con slidos entra por un orificio lateral, dentro del cono

    existe un movimiento de cicln, se produce un efecto de remolino, haciendo que los slidos

    se vayan a alrededor, provocando que en el centro haya bajas presiones lo que causa una

    succin del lodo por la parte de arriba. El slido se desliza por las paredes y cae por

    gravedad, saliendo por la parte de abajo.

    Entre ms pequeo sean los conos, menores sern las partculas que remueva. Existen 2

    dispositivos que utilizan este principio:

    Desarenador: Separan slidos entre 50 y 80 micrones.

    Desarcillador: Separan slidos entre 20 y 40 micrones.

    El Mud Cleaner o limpiador de lodo es bsicamente una combinacin de tres

    equipos en uno: desarenador, desarcillador y temblorin colocados encima de una malla fina

    y de alta vibracin.

    El sistema remueve los slidos perforados primero a travs de los hidrociclones

    (desarenador y desarcillador) y posteriormente procesando la descarga de los conos sobre

    una malla vibradora de fino tamizado.

    Se usa cuando hay poca disponibilidad de espacio en la unidad de perforacin para el

    montaje de los equipos individuales.

    Centrfuga: Este equipo gira a gran velocidad lo que provoca una fuerza centrfuga,

    lanzando a los slidos a los laterales de la centrifuga y por medio de un tornillo que gira

    en direccin opuesta a la centrfuga se logra extraer el lodo.

    Se encarga de extraer partculas muy pequeas que van desde 2 a 5 micrones. Debido a

    que algunos aditivos (slidos deseables) tienen esa magnitud, son removidos por estos

    equipos, por ello se designan 2 centrfugas, una de alta velocidad y otra de baja

    velocidad. Las de baja velocidad solamente libera barita (aditivo que le da densidad al

    lodo), es recolectado y reciclado en la presa qumica. La de alta velocidad sirve para

    extraer partculas muy pequeas e indeseables (Schlumberger, 1997).

  • 55

    Desgasificador: Su funcin es la extraccin del gas, ya que el exceso de gas en el lodo

    provoca lo siguiente:

    Reduce la densidad del lodo

    Reduce la eficiencia volumtrica de la bomba

    Disminuye la presin hidrosttica de la columna de fluido

    Aumenta el volumen del fluido de perforacin

    Gran cantidad del gas es removido del lodo por medio del temblorin, pero por medio del

    desgasificador se eliminan completamente. El lodo entra por la parte superior y se vierte

    sobre placas desviadoras, es decir un esparcidor lo que facilita el escape del gas ya que

    aumenta el rea superficial. Tambin existe un vaco dentro del desgasificador, causado por

    una bomba de vaco, esto aumenta el flujo de gas del lodo.

  • 56

    Figura 18. Principio del hidrocicln.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 57

    Figura 19. Principio de la centrifugacin.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 58

    Figura 20. Principio del Desgasificador.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 59

    Figura 21. Diagrama del sistema de control de slidos.

    Fuente: M-I. (2001)

  • 60

    Instrumentacin en el proceso

    El sistema de fluidos de control consta de ciertos dispositivos que miden los parmetros

    ms importantes del proceso.

    Medidores de volumen: Ubicados en los tanques o presas de lodos, estos

    dispositivos miden los niveles de altura dentro de los tanques, para que a su vez se

    determinen los volmenes dentro de los tanques. El medidor debe tener programada

    la altura del tanque con anterioridad, y consta de un flotador colgado de un cable de

    la misma altura del tanque, cuando el nivel sube o baja, el cable reduce o aumenta

    su longitud y con una simple resta se determina su nivel.

    Medidores de temperatura: Dos se encuentran ubicados en el Stan-Pipe y otro

    ms en la salida del espacio anular, se basan en el hecho de que una corriente del

    orden de mili voltios fluye en un circuito contino de dos alambres metlicos

    diferentes. La seal vara con la temperatura. Las termocuplas de hierro, son

    comnmente usadas en el rango de temperatura de 0 a 1300 F.

    Medidores de flujo: Dos se encuentran ubicados en el Stan-Pipe y otro ms en la

    salida del espacio anular. Opera bajo el siguiente principio, cuando un fluido en

    movimiento es obligado a pararse debido a que se encuentra un objeto estacionario,

    se genera una presin mayor que la presin de la corriente del fluido. La magnitud

    de esta presin incrementada se relaciona con la velocidad del fluido en

    movimiento. El tubo Pitot, es un tubo hueco puesto de tal forma que los extremos

    abiertos apuntan directamente a la corriente del fluido. La presin en la punta

    provoca que se soporte una columna del fluido. El fluido dentro de la punta

    estancado es llamado punto de estancamiento. Solo se requiere la diferencia entre la

    presin esttica y la presin de estancamiento para calcular la velocidad, que en

    forma simultnea se mide con el tubo Pitot esttico.

  • 61

    Figura 22. Medidor de volumen.

    Fuente: Schlumberger (1997)

  • 62

    Figura 23.Medidor de temperatura.

    Fuente: Perry y Chilton, (1984)

  • 63

    Figura 24.Medidor de Flujo.

    Fuente: Perry y Chilton, (1984)

  • 64

    Medidores de presin: Dos se encuentran ubicados en el Stan-Pipe y otro ms en

    la salida del espacio anular. Consisten en un conjunto de fuelle y muelle opuesto a

    un fuelle sellado al vaco absoluto. El movimiento resultante de la unin de los dos

    fuelles equivale a la presin absoluta del fluido. El material empleado para los

    fuelles es latn o acero inoxidable. Se utilizan para la medida exacta y el control

    preciso de bajas presiones, a las que puedan afectar las variaciones en la presin

    atmosfrica. En la medida de presiones de fluidos corrosivos pueden emplearse

    elementos primarios elsticos con materiales especiales en contacto directo con el

    fluido. Sin embargo, en la mayora de la medida de presiones de fluidos corrosivos

    pueden emplearse elementos primarios elsticos con materiales especiales en

    contacto directo con el fluido.

    Sin embargo, en la mayora de los casos es ms econmico utilizar un fluido de

    sello cuando el fluido es altamente viscoso y obtura el elemento (tubo Bourdon, por

    ejemplo), o bien, cuando la temperatura del proceso es demasiado alta.

    El papel de estos dispositivos juega un papel sumamente importante en el sistema de

    control de seguridad dentro del proceso. El medidor que se encuentra ubicado sobre

    el espacio anular es el que determina la presin de salida del pozo, y si esta ejerce

    una presin mayor a la estimada dentro de los rangos, el sistema de seguridad

    ubicado sobre el pozo, se cierra inmediatamente para evitar reventones o prdidas

    de hidrocarburos.

  • 65

    Figura 25.Medidores de Presin.

    Fuente: Perry y Chilton, (1984)

  • 66

    Vlvulas de compuerta.

    La vlvula de compuerta es de vueltas mltiples, en la cual se cierra el orificio con

    un disco vertical de cara plana que se desliza en ngulos rectos sobre el asiento.

    Ubicadas en muchas posiciones de la tubera por cuestiones de seguridad.

    Recomendada para

    Servicio con apertura total o cierre total, sin estrangulacin.

    Para uso poco frecuente.

    Para resistencia mnima a la circulacin.

    Para mnimas cantidades de fluido o liquido atrapado en la tubera.

    Aplicaciones

    Servicio general, aceites y petrleo, gas, aire, pastas semilquidas, lquidos

    espesos, vapor, gases y lquidos no condensables, lquidos corrosivos.

  • 67

    Figura 26.Vlvula de compuerta.

    Fuente: Perry y Chilton, (1984)