Manual A.T.P PDF

Manual de capacitación Auxiliar de trabajos de perforación

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No. 2.1. 2.1.1 2.1.2 2.1.3 2.1.4 2.1.4.1 2.1.5 2.1.5.1 2.1.5.1.1 2.1.5.1.2 2.1.5.1.3 2.1.5.1.4 2.1.5.1.5 2.1.5.2 No. 3.1 3.1.1 3.1.2 3.1.2.1 3.1.2.2 3.1.2.3 3.1.2.4 3.1.2.5 3.1.2.6 3.1.3 3.1.4 3.1.4.1 3.1.4.2 3.1.5 3.1.5.1 3.1.5.2 3.1.5.3 3.1.5.3.1 No. 7.1 7.1.1 7.1.2 7.1.2.1 7.1.2.2 7.1.2.3 7.1.2.4

Contenido del Curso: Principios de geología del Petróleo Temas y Subtemas Introducción Origen y clasificación de las rocas División de un libro Intervalo de tiempo Clasificación de las rocas Ciclo evolutivo de las rocas Propiedades de las rocas sedimentarias Origen y migración del petróleo Interpretación de la columna estratigráfica Estructuras geológicas Fallas paralelas Falla inversa Trampa de cuña Trampa por cambio de porosidad Interpretación de la columna estratigráfica de los programas de perforación Contenido del Curso: sistema de conexiones superficiales I Temas y Subtemas Sistema de conexiones superficiales de control Características de los cabezales Características de preventores Desviador de flujo (Diverter) Preventor sencillo Carrete de trabajo Preventor doble Preventor anular Cabeza rotatoria Características de los arietes Características de líneas de control de alta presión Línea de matar Línea de estrangular Instalación de válvulas de control y preventores Válvula de interior (válvula de pie) Válvula de tormenta Válvula de contrapresión Componentes de la válvula de contrapresión Contenido del Curso: Fluidos de Perforación Terminación y Reparación Pozo I Temas y Subtemas introduccion Fluidos de control de perforación, terminación y reparación. Definición de fluido de control de perforación, terminación y reparación. Funciones de los fluidos de control de perforación, terminación y reparación. Transportar los recortes de perforación y derrumbes a la superficie. Mantener en suspensión los recortes cuando se detiene la circulación. Generar una presión hidrostática para controlar las presiones de formación. Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación.

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7.1.2.5 7.1.2.6 7.1.2.7 7.1.2.8 7.1.2.9 7.1.3 7.1.3.1 7.1.3.2 No. 11.1 11.1.1 No. 19.1 19.1.1 19.1.2 19.1.2.1 19.1.2.2 19.1.2.3 19.1.3 19.1.3.1 19.1.4 No. 21.1 21.1.1 21.1.2 21.1.2.1 21.1.2.1.1 21.1.2.1.2 21.1.2.1.3 21.1.2.1.4 21.1.2.2 21.1.2.3 21.1.2.4 21.1.3 21.1.3.1 21.1.3.2 21.1.3.3 21.1.3.4 21.1.3.5 21.1.3.6 21.1.3.7 21.1.3.8 21.1.3.9 21.1.3.9.1

Dar sostén a las paredes del pozo y proporcionar un enjarre. Ayudar a suspender el peso de la sarta y tubería de revestimiento Transmitir potencia hidráulica a las herramientas y barrena. Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los registros eléctricos. Minimizar el impacto sobre el medio ambiente. Generación de fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos marinos Productos químicos necesarios durante la generación de los fluidos de perforación, terminación y reparación de pozos marinos Hojas de datos de seguridad Contenido del Curso: Tubería de revestimiento I Temas y Subtemas Tuberías de revestimiento Identificación de tubería de revestimientos y accesorios Contenido del Curso: Herramienta y equipo en el piso de trabajo I Temas y Subtemas 19.1 Herramientas y equipos en piso de trabajo 19.1.1 Definición de herramientas y equipos de trabajo 19.1.2 Clasificación de las herramientas de trabajo 19.1.2.1 Herramientas manuales 19.1.2.2 Herramientas hidráulicas 19.1.2.3 Herramientas neumáticas 19.1.3 Sistemas de un equipo de perforación mariana 19.1.3.1 Montacargas 19.1.4 Recomendaciones de uso de las herramientas y equipos Contenido del Curso: Izaje y maniobras I Temas y Subtemas Izaje y maniobras Definición de izajes y maniobras Tipos de carga Tubulares Identificación de TP Identificación de TPHW Identificación de lastrabarrena Identificación de TR Cajas de herramientas y equipos Tarimas de material químico Cabinas de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos Herramientas y accesorios para izajes y maniobras Cables Estrobos Shokers Bandas y Eslingas Grilletes Guías de retención de cargas (Vientos) Ganchos Patín de carga Herramientas manuales Barretas

página

página

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3

21.1.3.9.2 21.1.3.9.3 21.1.3.9.4 21.1.3.9.5 21.1.3.9.6 21.1.3.9.7

Llaves de ajuste para tubulares (stilson) Llaves de ajuste para tuercas (pericas) Cepillos de alambre Brochas Flexómetro Nudos Conclusiones bibliografías

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Manual de capacitación Módulo 2 Curso 1 Principios de geología y petróleo

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INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACION Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de la PPS, las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

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2.1. ORIGEN Y CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS Historia de la tierra. 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 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. 7

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.

Pilar Tectónico

Fosa de Peñascos

Pilar Tectónico

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

Corte transversal de la tierra

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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 libro extenso se divide en volúmenes, secciones y párrafos; así se dividen los intervalos correspondientes de tiempo, o sea:

2.1.1.DIVISIONES DE UN LIBRO: Volumen

Capitulo

Sección

Párrafo

2.1.2. INTERVALOS DE TIEMPO:

Era

Periodo

Época

Edad

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La siguiente tabla representa la llamada Escala Geológica del Tiempo, la cual nos da la referencia general de la historia de la tierra y de la vida.

ERAS

PERIODOS

ESPESOR MÁXIMO DE ESTRATOS EN MTS.

DURACIÓN APROXIMADA AÑOS

EN

VIDA CARACTERÍSTICA

CUATERNARIO -Actual -Pleistoceno CENOZOICA

MESOZOICA

PALEOZOICA

PRECÁMBRICA

25,000

Hombre Moderno

1,220

1,000,000

-Plioceno

4,000

15,000,000

-Mioceno

6,400

35,000,000

-Oligoceno

4,570

50,000,000

-Eoceno

4,270

70,000,000

-Cretácico

19,500

120,000,000

-Jurásico

6,100

150,000,000

-Triásico

7,620

190,000,000

-Pérmico

4,000

220,000,000

-Carbonífero

12,190

280,000,000

-Devónico

11,280

320,000,000

-Silúrico

4,570

350,000,000

-Ordivícico

12,190

400,000,000

Invertebrados

-Cámbrico

12,190

500,000,000

abundantes

-Proterozoico

Desconocidos en detalle

-Arqueozoico

pero

-Eozoico

grandes

TERCIARIO

inmensamente

Hombre de la Edad Piedra Mamíferos

y

plantas

flores

Reptiles Anfibios y plantas primitivas Peces y

fósiles

Restos escasos de esponjas 1750,000,000

ORIGEN DE LA

Por lo menos

TIERRA

5000,000,000

y algas Sin evidencia fósil de vida

2.1.3.CLASIFICACIÓN DE LAS ROCAS. Las referencias que hicimos anteriormente de las rocas, son suficientes para mostrar que pueden dividirse en tres grandes grupos, de acuerdo a su origen: Rocas ígneas

con

Rocas sedimentarias

Rocas metamórficas

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La siguiente figura muestra el ciclo evolutivo de las rocas CEMENTACIÓN

Presión

Rocas

Sedimentos EROSIÓN

CALOR

Erosión

Rocas Ígneas

Rocas

CALOR

Magma

T EN AM I FR EN

O

2.1.4.CICLO EVOLUTIVO DE LAS ROCAS 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 bajo la forma de corriente de lava, nubes explosivas de gases y cenizas volcánicas, dando lugar a nuestra roca ígnea al enfriarse. 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 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. Éstas rocas se clasifican a su vez en:

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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 las que se forman por desechos orgánicos de plantas y animales.

CLÁSTICA

QUIMICA

ORGÁNICAS

Conglomerados Calizas

Turba

Areniscas

Dolomitas

Carbón

Limonitas

Arena

Distomita

Esquistos

Yeso

Calizas

Sal o anhidrita

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2.1.4.1.

PROPIEDADES DE LAS ROCAS SEDIMENTARIAS

Estas rocas poseen dos propiedades importantes que son: Porosidad.- Los espacios entre las partículas de una roca se denominan poros, estos espacios pueden ser ocupados por fluidos como agua, aceite ó gas, tal y como se observa en una esponja la cual puede contener líquidos o permanecer vacía sin variar su volumen total.

Poros

Granos

Poros

Granos

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 10 cm³, con un volumen poroso de 2 cm³ el valor de su porosidad (ø) sería:

∅=

2𝑐𝑐𝑐𝑐3 = 0.2 = 20% 𝑑𝑑𝑑𝑑 𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝𝑝 10𝑐𝑐𝑐𝑐3 13

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 ó indirectamente por medio de análisis de registros de pozos.

ROCA CONVENCIONAL

ø

k

Pobre

< 20%

Buena

20%

MODELO DE FRACTURAS

ROCA FRACTURADA

Pobre

ø

Buena

<

Alta

30%

Alta

>

Pobre

10 md

Pobre

<

Buena

100 md

Alta

1000 md

k

4% 4% 8%

.01 %

Buena

.1 %

Alta

1%

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.

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Porosidad secundaria.- es aquella resultante de las fracturas, cavernas y otras discontinuizades en la matriz rocosa. 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 1 atm/cm3 induce un gasto de 1 cm³/seg por cm² de área transversal, con un líquido de viscosidad igual a 1 Centipoise (cp). Para fines prácticos se utiliza el milidarcy (md) que es la milésima parte de 1 Darcy. Formula:

Definición de Darcy 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. Composición de las rocas: 15

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%

Expresada en óxidos: SÍMBOLO

NOMBRE

PORCENTAJE % 16

SiO2

Sílice

59.07

Al2O3

Alúmina

15.22

Fe2O3/FeO

Oxidos de Hierro

6.81

CaO

Cal

5.10

NaO2

Sosa

3.71

K2O

Potasa

3.11

MgO

Magnesia

3.45

TiO2

Oxido de Titanio

1.03

H2O

Agua

1.30

TOTAL

98.80 %

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 orden histórico apropiado, haciendo válida la frase de que “el presente es la clave del pasado”.

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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. En todas partes, la sucesión de fósiles revela un gradual despliegue de diferentes formas de vida, y de este modo es posible seccionar el conjunto de rocas estratificadas en orden cronológico.

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2.1.5. Origen y migración 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

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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. Efecto del peso de las rocas

Los esquemas sucesivos de la figura anterior

muestran el movimiento de ellos como se describe a continuación. En la etapa 1.- Se ilustra la estratificación del gas, aceite y agua arriba del punto de rebose de la trampa. GAS ACEITE AGUA PUNTO DE REBOSE

ETAPA 1

En la etapa 2.- Se muestra como los hidrocarburos llenan la trampa hasta el punto de rebose, causando que el aceite migre hacia arriba. GAS ACEITE AGUA ETAPA 2

AGUA

PUNTO DE REBOSE

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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 ETAPA 3

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. 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

satisfactoria

en

cuando

se

una

relación

penetra

al

depósito a través de uno o varios pozos, las areniscas y las calizas son las rocas de acumulaciones más comunes.

En la imagen anterior 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.

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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 está ejerciendo. 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.

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Empacamiento de granos de arenisca 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. 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

Fracturas

se hagan más grandes. Bloque de caliza mostrando las juntas y fracturas Las corrientes subterráneas que circula a

Caliza Juntas

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.

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Con referencia a la primera tabla de clasificación de las rocas sedimentarias, descrita anteriormente, existe un proceso llamado dolomitización 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 dolomitización de las rocas, la porosidad resulta mayor que la original. Esta porosidad original también puede disminuir cuando el agua está 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.

Poros incomunicados 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.

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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

2.1.5.1.

INTERPRETACIÓN DE LA COLUMNA ESTRATIGRÁFICA

2.1.5.1.1. ESTRUCTURAS GEOLÓGICAS Las principales estructuras capaces de

contener

hidrocarburos

Formación impermeable

se

Gas

clasifican en: Anticlinal.también

Aceite

En

esta

llamada

Agua

estructura, domo,

la

Formación impermeable

acumulación de aceite y gas es sustentada por agua en una trampa, teniendo de apoyo dos formaciones impermeables.

Bloque levantad

Bloque hundido

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.

Falla Normal

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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.

2.1.5.1.2. FALLAS PARALELAS Las fallas inversas ocurren ordinariamente en zonas que han sufrido compresión. Los pozos

que

pasan

por

éstas

fallas

normalmente repiten la sección, pasando de capas antiguas por encima de la falla a capas más jóvenes por debajo de la misma. Este tipo de fallas sucede en flancos de montañas levantadas en donde la compresión horizontal influye principalmente en la formación de estructuras regionales.

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2.1.5.1.3. FALLA INVERSA Estratigráfica.- Se le llama así a la estructura o trampa que tiene un acuñamiento productiva

de

una

atrapada

por

arena capas

impermeables. Estas discordancias o periodos de erosión seguidos de depositación llegan a formar trampas ricas en hidrocarburos. Aunque la figura

muestra

una

arenisca

Gas

Formación impermeable Aceite

Formación impermeable

Agua

truncada, las discordancias pueden atrapar petróleo en calizas o en dolomitas

2.1.5.1.4. TRAMPA DE CUÑA: 2.1.5.1.5. 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

pueden

tener

influyentes

cuñas

estratigráficas

pliegue

en

el

s

y

control

fallas de

la

producción. Existen otras como la de la cuña de transplante, litorales,

originada

donde

la

en

antiguos

arenas

más 27

recientes se extienden buzamiento arriba y cada arena es un yacimiento aparte, desarrollándose en varios rumbos, pudiéndose extender con la producción confinada a trampas o altos regionales. 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.

2.1.5.1.6. TRAMPA POR CAMBIO DE POROSIDAD Estructuras

salinas.-

Están

presentes a lo largo de la costa del Golfo. El grupo o tapón salino ha salido

por

entre

superyacentes. ocurre

en

sedimentos

La

muchas

producción 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 la sal o roca tapa, cuelga o sobre sale por los sedimentos invadidos. Las fallas complejas son típicas de domos salinos y atrapan el petróleo.

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2.1.5.2. INTERPRETACIÓN DE LA COLUMNA ESTRATIGRÁFICA DE LOS PROGRAMAS DE PERFORACIÓN. COMPOSICIÓN ESTRATIGRÁFICA DEL SURESTE MEXICANO BAHÍA DE CAMPECHE GOLFO DE MÉXICO ERA

SISTEMA

SERIES

COMPOSICIÓN LITOLÓGICA

C E N O Z O I C A

T E R C I A R I O

HOLOCENO

ARENA BLANCA Y CRISTALINA DE GRANO FINO A MEDIO, SUBREDONDEADA DE BAJA CONSOLIDACIÓN, FRAGMENTOS DE CONCHAS.

PLEITOCENO

ARENISCA GRIS Y BLANCA DE GRANO GRUESO, FIRME Y CONSOLIDADA.

PLIOCENO

ARENA/ARENISCA COMO LA DESCRITA ARRIBA, ABUNDANTES FRAGMENTOS DE CONCHAS, FRAGMENTOS ARCILLOSOS.

C

T

E

E

N

R

O

C

Z

I

O

A

I

R

C

I

A

O

MIOCENO SUPERIOR

MIOCENO INFERIOR

LUTITA GRIS CLARO A GRIS VERDOSO, SUAVE, PLÁSTICA, MUY ARENOSA, LIGERAMENTE CALCÁREA CON FRAGMENTOS DE CONCHAS. LUTITA GRIS, SUAVE A FIRME. LUTITA GRIS-GRIS CLARO SUAVE A FIRME LIGERAMENTE CALCÁREA, CON TRAZAS DE PIRITA Y CALIZA DOLOMÍTICA. LUTITA GRIS VERDOSO, SUAVE A FIRME, CALCÁREA, BENTONITICA CON TRAZAS DE CALIZA/MUDSTONE: BLANCO, SUAVE.

OLIGOCENO

CALIZA/MUDSTONE, CREMA SUAVE A FIRME, ABUNDANTE CALCITA, LUTITA GRIS, GRIS OSCURO Y GRIS VERDOSO, PARCIALMENTE BENTONITICA, CALCÁREA, CON TRAZAS DE CALIZA Y CALCITA. LUTITA GRIS VERDOSO DE FIRME A DURA, CALCÁREA.

EOCENO PALEOCENO

LUTITA GRIS A CAFÉ ROJIZO DURA A FIRME, CALCÁREA, TRAZAS DE LIMOLITA ROJA, FIRME, TRAZAS DE CALIZA. LUTITA CAFÉ ROJIZA-GRIS, DURA TRAZAS DE LIMOLITA Y DOLOMIA. BENTONITA: VERDE CLARO, SUAVE A FIRME.

BRECHAS M E Z O Z O

C R E T A C I C O

CRETÁCICO SUPERIOR

CALIZA/MUDSTONE-WACKSTONE CAFÉ TABACO, FIRME A DURA-COMPACTA, BENTONITICA, MICROCRISTALINA, CON TRAZAS DE BENTONITA Y MARGA.

CRETÁCICO MEDIO

DOLOMIA: GRIS Y CAFÉ OSCURO DURA, COMPACTA. CALIZA: PACKSTONE-GRAINSTONE, TRAZAS DE MUDSTONE, CREMA A CAFÉ, DURA CON TRAZAS DE PEDERNAL Y FRACTURAS SELLADAS CON CALCITA.

CRETÁCICO INFERIOR

DOLOMIA/CALIZA: CAFÉ A CAFÉ CLARO, DURA COMPACTA.

TITONIANO

CALIZA/PACKSTONE-WACKSTONE: CAFÉ A NEGRA, DURA. CALIZA/DOLOMIA: CAFÉ OSCURO, DURA A COMPACTA, MICROCRISTALINO.

I C O

KINMERIDGIANO

OXFORDIANO

LUTITA/LIMOLITA/BENTONITA/CALIZA/ARENISCA, SECCIONES DELGADAS.

ESTRATIFICACIÓN

MIXTA,

ARENISCA ROJIZA, FIRME DE GRANO FINO, CONSOLIDADA POROZA.

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CONCLUSIÓN El participante adquirió los conocimientos del origen del petróleo , las clasificación de las rocas y sus eras geológicas.

Todo proceso de capacitacion necesita de una evaluacion para verificar que se hayan logrado las competencias y resultados de aprendizaje propuestos.

BIBLOGRAFIA. Manual de curso modular de ayudante perforador rotaria.

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Manual de capacitación Módulo 3 Curso 1 Conexiones superficiales de control

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INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACION Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de la PPS, las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

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3.1 Sistema de conexiones superficiales de control 3.1.1 Características de los cabezales

El cabezal de tubería de revestimiento forma parte de la instalación del pozo y se usa para anclar y sellar alrededor de la siguiente sarta de tubería de revestimiento. Por diseño, puede ser roscable, soldable o bridada; además, se utiliza como base para instalar el conjunto de preventores.

Las salidas laterales del cabezal pueden utilizarse para instalar las líneas secundarias (auxiliares) de control y su uso deberá limitarse para casos de emergencia estrictamente.

Cuando las líneas no estén instaladas, es recomendable disponer de una válvula y un Manómetro en dichas salidas. La norma API-6ª establece las siguientes especificaciones para el cabezal de tubería de revestimiento:

• La presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión superficial máxima que se espere manejar. • Resistencia mecánica y capacidad de presión acorde a las bridas API y la tubería en que se conecta. •

Resistencia a la flexión (pandeo) será igual o mayor que la tubería de

revestimiento en que se conecta. • Resistencia a la compresión para soportar las siguientes TRs que se van a colocar.

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En estos cabezales la presión de trabajo deberá ser igual o mayor que la presión tolerada por la T.R. en que se instale.

CABEZAL PARA T.P.Y COLGADOR

El primero de estos es el que conocemos como cabezal de producción, y el colgador nos sirve para sentar la t.p. de producción.

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3.1.2 Características de preventores

Características de un preventor:

• El cuerpo del preventor se fabrica como unidad sencilla o doble • Puede instalarse en pozos terrestres o en plataformas costa afuera. • La presión del pozo ayuda a mantener cerrados los arietes. • Tienen un sistema de operación secundario para cerrar manualmente los arietes (candados) • Los elementos de los arietes tienen una reserva de hule auto alimentable. • Modificando los pistones de operación, al usar arietes de corte sirven para cortar tubería quedando el pozo cerrado.

3.1.2.1 Desviador de flujo o diverter El sistema desviador de flujo se utiliza como un medio de control del pozo, ya que proporciona un determinado grado de protección antes de que se corra y cemente la tubería de revestimiento superficial sobre la que se instalarán los preventores. Las prácticas recomendadas API RP-53 establecen los criterios para seleccionar, instalar y operar el equipo de sistemas desviador de flujo (diverters). Un desviador de flujo puede cerrar sobre la flecha, tubería de perforación, de revestimiento y lastrabarrena, y no está diseñado para hacer un cierre completo del pozo o parar el flujo, sino más bien desviarlo abriendo simultáneamente las válvulas de las líneas de desfogue (venteo), derivando el flujo de formaciones someras hacia sitios alejados del equipo de perforación y del personal, evitando así el fracturamiento de las formaciones, disminuir el riesgo de comunicarse a la superficie por fuera de la

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tubería conductora que pondría en peligro a la cuadrilla y las instalaciones de perforación.

Por lo general, se utilizan como desviadores los preventores anulares de tipo convencional o las cabezas rotatorias. Sin embargo, se surten “Desviadores” especiales de baja presión en diversos tamaños.

La presión de trabajo del desviador y de la(s) línea(s) de venteo o lateral(es) no es de gran importancia, ya que su función es únicamente desviar el flujo. El diámetro interior debe ser suficiente para que permita pasar la barrena y perforar la siguiente etapa.

Todo el conjunto, una vez instalado, será probado a satisfacción para asegurarse que funcionará correctamente. Si el sistema desviador integra una o más válvulas en la línea lateral, las válvulas deben ser tipo abertura completa y mantenerse en la posición abierta para un sistema manual, o bien, deben ser diseñadas para abrirse automáticamente cuando se cierra el desviador. Por lo menos una de las líneas laterales debe estar abierta en todo momento.

Las líneas normalmente son de 10” de diámetro interior o mayores para operaciones marinas y de 6” de diámetro interior o mayores para operaciones terrestres. El desviador y cualquier válvula deben ser probados cuando se instale y en intervalos apropiados durante las operaciones, para garantizar el funcionamiento correcto.

Debe bombearse fluido a través de las líneas de venteo a periodos regulares de tiempo durante las operaciones para asegurar que las líneas no están tapadas. La capacidad de los acumuladores para el sistema desviador de flujo debe ser calculado y estar de acuerdo con el API RP-64

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CAMPANA LINEA DE FLOTE

PREVENTOR

VALVULA

VALVULA

Cuando se inicia la perforación de un pozo marino, por lo general se instala una tubería de revestimiento conductora de gran diámetro por debajo del lecho marino.

3.1.2.2 Preventor sencillo

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El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como más seguro.

Preventores de arietes El preventor de arietes tiene como característica principal poder utilizar diferentes tipos y medidas de arietes, según se requiera en los arreglos de los conjuntos de preventores, y por su diseño es considerado como más seguro.

3.1.2.3 Carrete de trabajo El carrete de control se instala para conectar las líneas primarias de matar y estrangular en un conjunto de preventores.

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El API-RP-53 recomienda que estas líneas se conecten a un preventor con salidas laterales, eliminando con esto el carrete de control, con la gran ventaja de disminuir la altura del conjunto de preventores, así como el número de bridas que, como se mencionó, es el punto más débil del conjunto.

3.1.2.4 Preventor doble Preventor doble de arietes tipo “u” con salidas laterales

Este tipo de preventor consta de un cuerpo solido doble y su característica principal es precisamente que en uno puede instalarse un ariete sencillo o variable y el otro un ariete ya sea ciego o de cuchillas (corte).

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3.1.2.5 Preventor anular

Este preventor anular (también se conoce como esférico), es instalado en la parte superior de los preventores de arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote.

El tamaño y su capacidad deberán ser iguales que los preventores de arietes. El preventor anular consta en su parte inferior de un elemento empacador de hule sintético (dona), que al operarlo se deforma concéntricamente hacia su parte interior efectuando el cierre alrededor de la tubería. Al abrir la "dona" se contrae y queda en posición de abierto al mismo diámetro de paso que los otros preventores.

3.1.2.6 Cabeza rotatoria La cabeza o preventor rotatorio origina un sello primario entre la tubería y elemento sellante, siendo complementado por la presión diferencial del pozo.

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Se puede tener en el mercado dos tipos de cabeza rotatoria:



Con elemento sellante sencillo.



Con elemento sellante doble. que provee una capacidad extra de sello, presión de trabajo mayor, tiempo y velocidad de rotación mayor.

Posee una salida lateral bridada de 7 1/16”, donde se instala una válvula. Brindan rotación y sello que permite la perforación del pozo con presión en la cabeza. Se instala en la parte superior del arreglo de preventores en uso, obstaculizando el paso del fluido de perforación hacia el piso y desviando el flujo a la línea de descarga o al múltiple de estrangulación. Se instala una válvula de preferencia hidráulica o neumática de 7 1/16” en la salida lateral de la cabeza rotatoria para controlar la salida del fluido de perforación. Mantenerla abierta cuando la operación no requiera perforar bajo balance y en caso contrario cerrarla. A medida que el elemento se desgasta, la presión diferencial contra el elemento provee la mayoría de la energía sellante; por lo que, el elemento desgastado por presión anular baja podría ocasionar fugas. Ante éste problema se cambian sus elementos de sellos deteriorados por nuevos.

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3.1.3 Características de los arietes Los arietes anulares para tubería de perforación o revestimiento están constituidos por un sello superior y por un empaque frontal. Ambos empaques son unidades separadas y pueden cambiarse independientemente. Arietes anulares (RAMS) Los arietes de preventores constan de una pieza de acero fundido de baja aleación y de un conjunto sellante diseñado para resistir la compresión y sellar eficazmente. Los tipos de arietes usados en los arreglos de los conjuntos de preventores son los siguientes:

Arietes para tubería camerón Características: En caso de emergencia, permite el movimiento vertical de la tubería para lo cual deberá regularse la presión de cierre del preventor. Arietes ajustables Los arietes ajustables son similares a los descritos anteriormente. La característica que los distingue es cerrar sobre un rango de diámetro de tubería, así como de la flecha.

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Arietes de corte Los arietes de corte están constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del

ariete, empaques laterales, sello superior y empaques frontales de las

cuchillas. La función de estos arietes es cortar tubería y actuar como arietes ciegos para cerrar el pozo, cuando no se dispone de los arietes ciegos. Durante la operación normal de perforación, están instalados en bonetes modificados, aumentando el área del pitón y la carrera de operación.

Arietes ciegos de corte marca camerón

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Ariete ciegos Constan de un empaque frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metálica y de un sello superior. Su función es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tubería en el interior y que por la manifestación del brote no sea posible introducirla. Se instalan en bonetes normales y modificados para arietes de corte.

3.1.4 Características de líneas de control de alta presión. Una de las características principales de las líneas de alta presión es el rango de operación y su efectividad según las normas son 100% efectivas ya que de acuerdo a nuestros procedimientos Las utilizamos o probamos al 80% y su fabricante la recomendación que nos da es usarlas al 100% dependerá del fabricante los rangos de operación recomendado. 44

3.1.4.1 Línea de matar La línea de matar conecta a las bombas de lodo del equipo, con una de las salidas

laterales del carrete de control o de los preventores. La conexión de la línea de matar al arreglo de preventores, dependerá de la configuraron parcial que tengan, pero debe localizarse de tal manera que se pueda bombear fluido debajo de un preventor de arietes, que posiblemente sea el que se cierre.

Solo en caso de suma urgencia, la línea de matar se podrá conectar a las salidas laterales del cabezal, o carrete de tubería de revestimiento.

3.1.4.2 Línea de estrangular El múltiple de estrangulación está formado por válvulas, cruces y tees de flujo, estranguladores y líneas. Se diseñan para controlar el flujo del lodo y los fluidos invasores durante el proceso de control de un pozo. 45

Tanto la línea de estrangulación como las líneas corriente abajo del estrangulador: 
 1.- Deben serlo más rectas posible .En su caso, deben usar tapó ciego. 
 2. Deben estar firmemente sujetadas para evitar un exceso de latigazo vibración. 3. Deben tener un diámetro suficiente para evitar un exceso de erosión o de fricción causada por los fluidos, a saber: a. El mínimo diámetro nominal recomendado para las líneas de estrangulación 
es de 3” (en las instalaciones con presión de 2M, un diámetro nominal de 2” es 
 aceptable). b. El diámetro nominal recomendado nominal para las líneas de descarga 
corriente abajo de los estranguladores es de 2”. c. Para las operaciones con altos volúmenes y de perforación con aire o gas se 
 recomiendan líneas con un diámetro nominal mínimo de 4”. Deben instalarse rutas alternas para el flujo corriente abajo de la línea de estrangulación, a fin de aislar los componentes erosionados, taponados o defectuosos para su reparación sin interrumpir el control del pozo.

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3.1.5 Instalación de válvulas de control y preventores Válvulas de control y preventor interior las normas api y reglamentos internacionales establecen que los equipos de perforación deben de estar dotados de las siguientes válvulas: Válvulas de las flechas Válvulas machos superior, se instalarán en el extremo superior de esta y la unión giratoria, debe de ser de una presión de trabajo igual a la del conjunto de preventores. Válvula inferior de la flecha, se instalará en el extremo inferior de la flecha y el sustituto de enlace, debe de ser igual a la presión de trabajo que la superior pasar libremente a través de los preventores.

3.1.5.1 Válvula interior (de pie) 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 deben disponer de una válvula de seguridad en posición de abierta en cada tipo y 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 los lastrabarrena, 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 su instalación cuando se tiene flujo por la tubería de perforación.

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Es aconsejable y para facilitar su instalación, colocarle una abrazadera atornillada provista de dos manijas, mismas que deben 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 haber una válvula disponible con la conexión o conexiones apropiadas de las roscas que tenga la tubería. Es conveniente señalar que el cumplimiento de esta norma debe ser más estricto cuando se introducen tuberías de revestimiento de diámetro pequeño (7 ó 5 pg.) en zonas productoras. A continuación se enuncian las ventajas más sobresalientes 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.

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3.1.5.2

Válvula de tormenta

Un dispositivo de control colocado en el aparejo de producción que aísla los fluidos y la presión del pozo a la superficie en caso de emergencia o falla del equipo de control. Los sistemas de control asociados con las válvulas de seguridad se configuran generalmente en un modo a prueba de fallas, los cuales son controlados desde la superficie mediante una línea represionada entre 5,000 y 10,000 lb aprox. Al introducir la sarta de producción se debe cuidar que la línea que controla la apertura de la válvula de tormenta no sea aplastada por las cuñas.

VALVULA DE TORMENTA

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3.1.5.3

Válvula de contrapresión

El preventor interior o válvula de contrapresión de caída o anclaje, básicamente está constituido por la válvula de retención y sustituto de fijación, el cual se puede instalar en el extremo inferior o superior de la herramienta (aparejo de fondo).

La válvula de retención se lanza por el interior de la tubería de perforación y se hace descender bombeando el fluido de perforación. Hasta llegar al dispositivo de fijación instalado; la válvula ancla y empaca cuando se ejerce la presión del pozo, evitando flujo de fluido por el interior de la tubería de perforación.

Otro tipo de preventores interiores son los conocidos como válvulas de contrapresión tipo charnela y pistón; su utilización es recomendable en la sarta de perforación porque permite el manejo de obturante e inclusive la colocación de tapones.

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3.1.5.3.1 Componentes de la válvula de contrapresión

Cartucho para válvulas contrapresión tipo charnela

Cartucho para válvulas contrapresión tipo pistón

In

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CONCLUSION El participante adquirió conocimiento y habilidades en la identificación de conexiones superficiales de control, así como sus características y la estandarización

BIBLIOGRAFIA Manual de conexiones superficiales de control Manual de conexiones superficiales de control estandarizado 2006

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Manual de capacitación Módulo 7 Curso 1 Fluidos de Perforación Terminación y Reparación Pozo I

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INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACION Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de PPS, las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

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7.1 FLUIDOS DE CONTROL DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN. 7.1.1 DEFINICIÓN DE FLUIDO DE CONTROL DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN. Es el fluido circulatorio comúnmente llamado “lodo” que se utiliza en un equipo de perforación o terminación de un pozo, formado por una mezcla de aditivos químicos que proporcionan propiedades fisicoquímicas requeridas para las condiciones operativas y adecuadas a las características de la formación litológica a perforar.

7.1.2 FUNCIONES DE LOS FLUIDOS DE CONTROL DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN 1.- Transportar los recortes de perforación y derrumbes a la superficie. 2.- Mantener en suspensión los recortes en espacio anular,al suspender la circulación. 3.- Generar una presión hidrostática que ayude a controlar las presiones subterráneas de la formación. 4.- Enfriar y lubricar la barrena y la sarta de perforación. 5.- Dar sostén a las paredes del pozo y proporcionar un enjarre a las paredes del pozo. 6.- Ayudar a suspender el peso de la sarta y del revestimiento. 7.- Transmitir potencia hidráulica a las herramientas y la barrena. 8.- Proveer un medio adecuado para llevar a cabo los registros eléctricos. 9.-Minimizar el impacto sobre el medio ambiente.

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7.1.2.1 TRANSPORTAR LOS RECORTES DE PERFORACIÓN A LA SUPERFICIE . Los recortes de perforación deben ser retirados del pozo a medida que son generados por la barrena, para este fin se hace circular un fluido de perforación a través de la barrena, el cual arrastra y trasporta los recortes hasta la superficie subiendo por el espacio anular. Los cuales son eliminados en la superficie por medio de las temblorinas y equipos de control de sólidos y depositados en cajas metálicas y enviados para su depósito final.

7.1.2.2 MANTENER EN SUSPENSIÓN LOS RECORTES EN EL ESPACIO ANULAR CUANDO SE DETIENE LA CIRCULACIÓN. Cuando el lodo no está circulando, la fuerza de elevación por flujo ascendente es eliminada. Los recortes y derrumbes caerán hacia el fondo del pozo a menos que el lodo tenga la capacidad de formar una estructura de tipo de gel cuando no está en movimiento. El lodo debe, por supuesto recuperar su fluidez cuando se reinicia la circulación. A esta propiedad de los fluidos de perforación se le conoce como tixotropía.

7.1.2.3 GENERAR UNA PRESIÓN HIDROSTÁTICA QUE AYUDE A CONTROLAR LAS PRESIONES SUBTERRÁNEAS DE LA FORMACIÓN. Los fluidos de formación que se encuentran en las capas del subsuelo a perforar están bajo gran presión, esta presión de formación debe ser controlada por la presión hidrostática del fluido de perforación. El control se logra manteniendo una presión hidrostática suficiente en el anular. La presión hidrostática es directamente proporcional a la densidad del lodo y a la profundidad.

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7.1.2.4 ENFRIAR Y LUBRICAR LA BARRENA Y SARTA DE PERFORACIÓN. A medida que la barrena va perforando el pozo y que la sarta va rotando, se genera temperatura por fricción más la temperatura que aporta la formación y algunas temperaturas adicionales como las que se dan por reacciones químicas de algún tratamiento. El lodo debe absorber ese calor y conducirlo hacia la superficie al circular. Este fluido también ejerce un efecto de lubricación en la barrena y la tubería de perforación en movimiento. Actualmente en nuestros sistemas base agua se utilizan aditivos químicos especiales para mejorar las propiedades de lubricación.

7.1.2.5 DAR SOSTÉN A LAS PAREDES DEL POZO Y PROPORCIONAR UN ENJARRE A LAS PAREDES DEL POZO. La estabilidad de las paredes del pozo constituye un equilibrio de complejos factores mecánicos (presión y esfuerzo) y factores químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse para proporcionar un pozo estable y a calibre hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. Cuando se perfora una formación con aberturas de los poros demasiado pequeñas para permitir el paso de los sólidos del fluido, la parte liquida del fluido (filtrado) penetra a la formación y los sólidos del fluido (enjarre) se depositan sobre la pared de la formación. El enjarre debe ser delgado para evitar fricciones al sacar o meter la barrena y herramientas al pozo.

7.1.2.6 AYUDAR A SUSPENDER EL PESO DE LA SARTA Y TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. Cuando una sarta de perforación o una tubería de revestimiento está suspendida en el fluido de perforación en el pozo, una fuerza de igual al peso del lodo desplazado la mantiene a flote, reduciendo la carga del gancho en la torre de perforación. La flotabilidad está directamente relacionada con el peso del lodo. A mayor densidad , mayor flotabilidad.

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7.1.2.7 TRANSMITIR POTENCIA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y BARRENA. La potencia hidráulica puede ser usada para maximizar la velocidad de penetración, mejorando la remoción de los recortes de la barrena a la superficie, esta potencia también alimenta los motores de fondo que hacen girar la barrena y las herramientas de medición al perforar (MWD) y registrar o al perforar (LWD). Los tamaños de las toberas se seleccionan con el fin de aprovechar la presión disponible en la barrena para maximizar el efecto del impacto de lodo en el fondo del pozo.

7.1.2.8 PROVEER UN MEDIO ADECUADO PARA LLEVAR A CABO LOS REGISTROS ELÉCTRICOS. La calidad del fluido de perforación

deben propiciar la conducción eléctrica y

permitir la obtención de la información proporcionada por los registros. Los registros eléctricos (sónicos, nucleares y resonancia magnética) con cable son realizados para valorar las formaciones perforadas con el fin de obtener información de la formación rocosa, para identificar la litología y fluidos de formación.

7.1.2.9 MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE. Los fluidos de perforación actualmente están siendo diseñados para dañar lo menos posible el medio ambiente, si este se convierte en un desecho debe ser eliminado de conformidad con los reglamentos ambientales.

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7.1.3 GENERACIÓN DE FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS MARINOS Los fluidos más comunes que se generan son: Fluidos base agua : •

Fluidos base aceite:

•

Fluidos de baja densidad:

•

Salmueras:

•

Fluidos base agua de mar:

Composición de los fluidos base agua: Para generar los fluidos base agua. Se agrega agua de perforación a la presa calculada. Se añade sosa caustica, bentonita comercial, la cual su función será proporcionar viscosidad al fluido de perforación, y depositar un enjarre o película que sellara las formaciones y evitara el atascamiento o empaquetamiento de la tubería de perforación. Se le agregara un sólido inerte (barita) para aumentarle su densidad si es necesario, agregando polímeros.

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Composición de los fluidos base aceite (Emulsión Inversa): Los fluidos de emulsión inversa fueron diseñados debido a la gran sensibilidad de los fluidos base agua, ante la presencia de arcillas altamente hidrofílicas y al efecto de otros contaminantes como los gases amargos y altas temperaturas. Para generar un fluido de emulsión inversa se agrega diesel calculado a la presa, arcilla organofilica, emusificante primario, humectante, cal, salmuera de cloruro de calcio, reductor de filtrado y barita.

Composición de los fluidos de baja densidad (emulsión directa) El término de emulsión directa se refiere a cualquier dispersión de un líquido miscible en otro inmiscible. (aceite disperso en agua). Para generar un fluido baja densidad relación 70% diesel/30% agua, Se agrega agua de perforación calculada, sosa, bentonita, polímero, emulsificante, diesel, inhibidor de arcilla, y aminas por presencia de gas.

Composición de 3 tipos de salmuera: Compuestas por cloruro de sodio, cloruro de potasio , cloruro de calcio. Para generar una salmuera (sódicas, potásica, cálcicas) se agrega agua de perforación calculada y los sacos de sal requeridos.

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Composición de los fluidos con agua de mar: Para generar fluido base agua de mar: Se agrega agua de mar a la presa, sosa, soda ash, polímero, en, (polvo),goma xantana (liquida), cloruro de potasio (el ion cloruro de potasio se usa para la inhibición de la lutita), lubricantes. En la generación del fluido se deben mantener recirculando la presa a generar y los agitadores de lodo trabajando. La instrucción de agregado de materiales químicos será a través del cabo de Atps, por instrucciones del ingeniero de fluidos, previo a una plática de seguridad y equipo adecuado de protección personal. Se deberá tener mucho cuidado al manejar el agregado de sosa caustica para evitar quemaduras ya que al reaccionar con el agua se produce un acido.

7.1.3.1 PRODUCTOS QUÍMICOS NECESARIOS DURANTE LA GENERACIÓN DE LOS FLUIDOS DE PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS MARINA. Materiales densificante: La barita y carbonato de calcio son materiales inertes que poseen alta gravedad específica y se usan para darle densidad al fluido. Con los baches de carbonato fino y medio, grueso, se utiliza para obturar formaciones en caso de ligera pérdida de fluido. Materiales viscosificantes: La bentonita y polímeros se usan para incrementar la viscosidad y reducir filtrado, para un fluido de emulsión inversa se usa la arcilla organofílica.

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Materiales de control de alcalinidad y el ph: La cal, sosa, carbonato de sodio (soda ash) y bicarbonato de sodio son productos usados para el control del grado de acidez y alcalinidad de los fluidos de perforación. Emulsificantes: Estos productos líquidos se utilizan para crear la mezcla de dos líquidos inmiscibles (agua y aceite), y se evita la separación de fases en los fluidos de perforación. Inhibidores de hidratación de lutitas : Fuentes de ion potasio y ion calcio, (sales) y compuestos orgánicos proporcionan control de las lutitas por la reducción de la hidratación, se usan para prevenir el ensanchamiento en lutitas reactivas.

7.1.3.2 HOJA DE DATOS DE SEGURIDAD Es una representación gráfica que proporciona información de seguridad e higiene, que contiene el nombre de cada sustancia química peligrosa, el color de seguridad, la forma geométrica de la señal, el tipo y el grado de riesgo o la simbología del equipo de protección personal que se debe usar.

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INFORMACIÓN CONTENIDA EN LAS HOJAS DE DATOS DE SEGURIDAD:

 Datos generales del responsable  Identificación de los componentes  Propiedades fisicoquímicas  Riesgos de fuego y explosión  Datos de reactividad  Riesgos a la salud  Emergencia y primeros auxilios  Indicaciones por fuga o derrame  Protección especial  Transportación y ecología  Precauciones Especiales

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CONCLUSIÓN La recomendación de un fluido de perforación debe estar basado en su capacidad

para lograr las funciones de perforar sin contratiempos y minimizando los problemas anticipados en el pozo. El proceso de selección de un fluido debe fundarse en una amplia base de estudios, conocimientos y experiencias.

BIBLIOGRAFÍA Manual de procedimientos de fluidos 1992 de la gerencia de perforación y mantenimiento de pozos. Manual para especialistas en fluidos de control de la gerencia de perforación y mantenimiento de pozos. Cien años de la perforación en México. Manual de fluidos de M.I.Drilling Fluids. Manual de fluidos Global Drillings Manual del ingeniero químico E.D. cia.Dowell Shlumberger 1998 Manual del ingeniero químico Halliburton. Manual de fluidos de perforación APOCA 2007 Manual de fluidos Qmax de méxico.

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Manual de capacitación Módulo 11 Curso 1 Tubería de revestimiento I

67

INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACION Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de la PPS las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

68

11.1 TUBERÍA DE REVESTIMIENTO. Es una tubería de diferentes diámetros que se baja en un agujero descubierto y se cementa en el lugar. El diseñador de pozos debe diseñar la tubería de revestimiento para que tolere una diversidad de fuerzas, tales como aplastamiento, explosión y falla por tracción, además de las salmueras químicamente agresivas

11.1.1 IDENTIFICACIÓN DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y ACCESORIOS

69

70

Las propiedades más importantes de las T.R., son los valores promedios de tensión y presiones interior y de colapso. La fuerza de tensión es resultado del peso propio del conjunto de tubos suspendidos por debajo del punto de interés. La resistencia a la cedencia del cuerpo del tubo es la fuerza de tensión que origina que el tubo exceda el límite elástico o mínimo esfuerzo a la deformación. Para la unión correspondiente a cada tubo se considera la que se conoce como junta o cople.

El promedio de presión interior se calcula como la mínima presión interior necesaria para ocasionar la ruptura del tubo en ausencia de presión exterior y carga axial de tensión. El 71

promedio de presión de colapso es la mínima presión requerida para aplastar el tubo, en ausencia de presión interior y carga axial. Las normas API aportan formulas con las que se calcula el comportamiento de tuberías de revestimiento DIMENSIONES, GRADOS Y DATOS DE DESEMPEÑO DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO.

D.E.

Peso

D.I.

pulg.

lb/pie

pulg.

15.10 3.826

Presión Grado

Interior kg/cm

2

Colapso kg/cm2

Resistencia de tensión en ton Cople

Cople

corto

largo

K-55

507.74

536.61

100.90

C-75

692.25

731.69

104.54

N-80

738.02

780.28

110.00

C-95

4½

Reforzado

115.90

P-110

947.88

1008.45

184.54

137.12

V-150

1384.50

1275.35

181.81

16.60 3.754

K-55

561.97

588.73

109.54

16.80

C-75

766.19

802.81

135.90

17.10

N-80

816.9

856.33

142.72

C-95

970.42

1016.9

150.00

P-110

1123.94

1177.46

178.63

V-150

1532.39

1557.04

270.00

72

15.00 4.408

5 18.00 4.276

20.00 6.049

6 5/8

J-55

401.40

390.84

94.09

101.36

K-55

401.40

390.84

103.63

111.81

C-75

542.25

490.84

134.09

103.63

N-80

593.80

510.56

141.36

109.09

C-95

692.95

569.71

148.18

114.54

P-110

802.81

621.83

136.36

V-150

1094.36

722.53

227.27

K-55

490.84

520.42

170.90

122.27

C-75

664.22

704.22

180.00

148.18

N-80

697.88

738.73

189.09

137.22

C-95

808.87

845.77

225.00

163.63

P-110

969.15

947.18

160.90

V-150

1338.00

1187.32

292.72

H-40

214.08

177.46

83.63

J-55

294.36

209.15

111.36

J-55

294.36

209.15

121.36

N-80

428.87

245.07

C-95

509.15

296.71

120.90 136.36 178.18

73

24.00 5.921

J-55

359.85

321.12

142.12

154.54

164.54

K-55

359.85

321.12

155.45

169.09

220.90

C-75

490.84

392.25

205.90

232.72

N-80

523.94

406.23

218.63

C-95

621.83

442.95

526.36

P-110

720.42

472.52

291.36

V-150

983.90

517.60

290.90

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONTINUACIÓN

D.E.

Peso

Pulg. Lb/pie

28.00

6.58

D.I. Pulg.

5.791

Presión Grado

INT. Kg/cm2

Resistencia de Tensión en Colapso Kg/cm2

Ton Cople

Cople

corto

largo

Reforzado

K-55

428.87

434.5

187.72

C-75

581.65

551.4

250.90

228.18

N-80

320.42

575.35

266.36

197.72

C-95

736.61

647.86

302.27

252.27

P-110

853.52

714.08

355.00

268.63

V-150

1162.67

854.22

343.63

74

32.00

29.00

7

35.00

29.70

7 5/8

6.094

6.124

6.004

6.875

K-55

438.73

454.92

209.54

C-75

597.88

579.88

287.72

261.36

N-80

595.77

605.63

305.45

220.45

C-95

707.74

686.21

349.09

289.09

P-110

819.71

757.74

407.72

344.63

V-150

1195.77

916.9

417.27

K-55

395.00

380.98

192.87

C-75

478.73

476.05

255.45

237.27

N-80

574.64

494.36

271.36

202.45

C-95

682.39

550.70

310.45

262.27

P-110

790.14

599.29

362.27

311.81

V-150

1077.46

690.14

367.27

K-55

482.39

511.97

232.27

C-75

657.74

683.80

319.54

285.45

N-80

701.40

716.90

339.09

244.54

C-95

833.09

819.71

387.72

315.46

P-110

964.78

916.19

452.72

375.18

V-150

1314.08

1142.08

C-75

454.22

328.87

246.35

239.54

N-80

486.21

337.32

261.36

209.54

C-95

576.05

360.56

299.54

365.00

P-110

666.90

376.05

349.54

315.45

V-150

909.15

426.76

378.18

360.00

75

33.70

6.765

K-55

382.39

358.45

231.81

C-75

521.12

445.07

288.63

272.72

N-80

556.33

461.97

306.36

261.81

C-95

576.26

511.26

350.90

301.26

P-110

764.78

552.78

409.54

305.00

V-150

1042.25

623.94

419.09

Resistencia de tensión en

kg/cm²

Colapso

kg/cm²

Interna

Presión

Grado

pulg.

D1

lb/pie

Peso

pulg.

D. E.

tons.

Copl

Cople

Reforza

e

largo

do

corto 39.00

6.625

7 5 /8

K-55 C-75

606.33

593.66

314.09

N-80

646.47

620.42

289.09

C-95

660.56

702.81

347.27

888.73

778.81

339.09

1212.67

947.18

462.27

K-55

306.33

228.87

291.36

C-75

417.60

264.08

N-80

445.77

268.30

P110 V150 43.50

8.75

257.72

352.7 2 375.0 0

397.27

306.81

76

C-95

290.84

612.67

311.97

835.21

334.50

525.90

K-55

332.29

273.23

320.45

C-75

453.52

326.05

N-80

463.80

334.50

C-95

573.94

357.74

664.78

373.94

906.33

423.94

577.72

K-55

383.80

361.96

377.72

C-75

523.23

449.29

N-80

558.45

466.19

C-95

662.67

516.19

767.60

558.45

1046.47

631.69

672.72

K-55

311.97

233.80

377.72

C-75

425.35

278.16

P110 V150 9 5 /8

47.00

8.681

P110 V150 53.5

8.535

P110 V150 55.5

9.760

430.9

528.87

0 502.7 2

387.2 7 411.6 3

410.00

440.90

335.90

4.72.7 2 551.3 6

454.0 9 482.7 2 554.5 4 646.3 6

383.1 8

454.09

505.45

397.72

589.54

665.45

526.32

77

454.22

283.09

C-95

539.43

302.81

623.94

326.05

851.4

354.92

K-55

343.66

292.95

401.36

C-75

468.30

353.52

592.27

N-80

500.00

363.38

422.27

C-95

594.00

391.97

687.32

412.67

937.32

461.97

P110 10 ¾

V150 60.70

9.660

406.8

N-80

P110 V150

397.72

1 469.0 9 546.8

692.27

1

608.1

560

8

716.81

TUBERÍA DE REVESTIMIENTO CONTINUACIÓN

65.7

10 ¾

9.560

tons. kg/cm²

Colapso

kg/cm²

Interna

Presión

Grado

pulg.

D1

lb/pie

Peso

pulg.

D. E.

Resistencia de tensión en

Cople

Cople

Reforzad

corto

largo

o

K-55

375.35

346.47

401.36

C-75

571.26

428.16

657.27

N-80

545.77

443.66

422.27

C-95

647.88

489.43

750.00

527.46

P110

669.0 9

645.90

78

V-

1023.23

586.61

J-55

217.60

108.45

K-55

217.60

108.45

C-75

297.18

116.90

N-80

316.90

117.60

J-55

242.95

137.32

K-55

242.95

137.32

C-75

331.95

156.33

583.63

N-80

363.52

159.85

482.27

C-95

420.42

164.08

804.54

K-55

260.56

157.04

458.18

C-75

354.92

182.39

N-80

378.87

188.02

C-95

450.00

198.59

521.12

202.81

H-40

115.49

47.18

J-55

185.21

71.83

K-55

185.21

71.83

150 61.00

68.00

12.515

12.415

13 3/8

72.00

12.347

P110 65.00

75.00 16

15.250

15.124

826.36 270.4 5 287.7 2

440.00 306.8 1 326.7 2

444.5 4 472.7 2

458.18

640.90

482.27

547.7 2 637.2 7 199.5 4

278.09

322.7 2 341.8 1

79

84.00

109.00

94.00

J-55

209.85

99.29

K-55

209.85

99.29

K-55

278.16

180.28

C-75

378.87

209.85

N-80

404.22

216.90

H-40

107.74

36.61

J-55

148.59

36.61

K-55

148.59

36.61

J-55

169.71

54.22

K-55

169.71

54.22

J-55

215.49

105.63

K-55

215.49

105.63

15.010

14.688

19.124

20

106.50

133.00

19.00

18.730

371.3 6 393.1 8 536.8 1 681.3 6 724.5 4 264.0 9 366.3

412.2

6

7

374.5

434.0

4

9

415.0

480.5

0

4

436.3

505.9

6

0

541.8

627.2

1

7

569.5

660.4

4

5

637.27

725.45

914.54

GRADOS ESPECIALES DE T.R. ALTA RESISTENCIA Y AMBIENTES AMARGOS

80

pulg.

Diámetro de paso (Drift)

pulg.

D.I.

lb/pulg.²

Peso

pulg.

TR

Conexión

Tipo de rosca

Resistencia

D.E.

D.I.

pulg.

pulg.

Tensión lb

C-75

N-80

Torsión

P-110

pie-lb

Presión Interna lb/pulg.²

Colapso Lb/pulg.²

15.1

3.826

3.701

Rdts

4.750

3.746

308,000

3,200

9,839

10,390

4½

15.1

3.826

3.071

Vam

4.750

3.746

308,000

5,790

9,830

10,390

5

18.0

4.267

4.151

Tac-1

5.445

4.196

7,600

13,940

13,450

17.00

4.892

4.767

Hdseu

5.900

4.812

6,000

7,250

6,070

20.00

4.778

4.653

Hdseu

6.00

4.698

6,000

9,190

8,830

26.0

6.276

6.151

Hdseu

7.444

6.196

673,000

8,500

6,790

5,250

26.0

6.276

6.151

Hdts

7.313

6.196

531,000

6,500

6,790

5,250

29.0

6.184

6.059

Hdseu

7.572

6.104

757,000

8,500

7,650

6,760

29.0

6.184

6.059

Hdts

7.313

6.104

610,000

6,500

7,650

6,760

32.0

6.094

5.969

Hdseu

7.572

6.104

839,000

12,000

12,460

10,760

32.0

6.094

5.969

Hdts

7.344

6.104

842,000

8,500

12,460

10,760

35.0

6.094

5.879

Hdseu

7.572

5.924

8,500

9,960

10,180

35.0

6.094

5.879

Hdts

7.344

5.924

8,500

9,960

10,180

39.00

6.394

6.500

Hdseu

8.250

6.545

9,000

9,180

8,810

39.00

6.625

6.500

Vam

8.504

6.543

1,231,000

12,620

11,060

47.00

8.681

8.525

Hdseu

10.165

8.581

1,601,000

13,000

9,440

5,310

9 5/8

53.5

8.535

8.379

Hdsfj-p

9.750

8.455

870,000

919,000

1,145,000

6,200

7,930

6,620

10 ¾

55.5

9.760

9.604

Hdsfj-p

10.875

9.680

881,000

927,000

1,159,000

12,000

6,450

4,020

10 3/8

72.0

12.347

12.191

Hdsfj-p

13.5625

12.235

1,219,000

1,284,000

1,605,000

15,000

6,390

2,670

16

84.0

15.10

14.822

Buttress

1,326,000

2,980

1,410

20

94.0

19.124

18.936

Buttress

1,480,000

2,410

520

5½

7

7 5/8

549,000 442,00 551,000

640,000

673,000 957,000

640,000

673,000

842,000

1,011,100

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Zapata Flotadora

Cople Flotador

Cople Diferencial

MATERIALES Y HERRAMIENTAS NECESARIOS PARA LA INTRODUCCIÓN DE T.R. Materiales •

Grasa para T.R.

•

Cemento.

•

Aditivos.

•

Agua necesaria

Herramientas •

Tramos necesarios de T.R.

•

Collarín de arrastre.

•

Araña.

•

Elevador de tope.

•

Elevador de cuñas.

•

Llaves de apriete para TR

•

Base para araña (media luna)

•

Elevador de araña.

•

Cabeza de circulación. 82

•

Botella para manguera auxiliar de desplazamiento.

•

Tapón limpiador de diafragma.

•

Tapón sólido desplazado de cemento.

•

Cabeza de cementación completa.

•

Rams de arietes de acuerdo al diámetro de la TR.

•

Unidad de potencia

•

Computadora de apriete.

•

Combinaciones apropiadas.

•

Unidad de alta presión.

•

Limpiar y revisar condiciones de cuerda.

•

Enroscar a mano la zapata.

CENTRALIZADORES

DIFERENTES TIPOS DE “ARAÑADORES” DE PARED 83

Zapata guía Es la forma básica de zapata para tubería de revestimiento, no contienen válvulas de contra presión ni mecanismos de control de flujo y es usada para proteger las aristas de la parte inferior de la tubería

Zapata flotadora con válvula de asiento y bola se utiliza para disminuir la carga al gancho durante la introducción de la tubería de revestimiento y recibir el tapón de desplazamiento 84

Zapata flotadora con nariz de aluminio, válvula de contraflujo tipo lengüeta y de llenado automático La nariz de la zapata de aluminio incluye guías helicoidales, las que inducen una acción de turbulencia que sirve para limpiar y levantar los recortes alrededor de la zapata, con lo cual se mejora la colocación de la lechada de cemento.

Zapata flotadora con nariz de cemento, válvula de contraflujo tipo lengüeta y de llenado automático

85

COLLAR FLOTADO

Para reducir la contaminación alrededor de la zapata, se instala de 1 a 3 tramos arriba de la zapata

Válvula de lengua

Válvula de contra flujo

Válvula de asiento o bola

PROPIEDADES DE LAS TUBERIAS DE REVESTIMIENTO 86

La tubería de revestimiento viene usualmente especificada por las siguientes propiedades: Diámetro exterior e Interior Peso (en lbs/pie o kg/m). Grado de acero. Tipo de conexión. Longitud de la junta. Diámetro exterior y grosor de pared. El diámetro exterior se refiere al cuerpo de la tubería y no a los coples. El diámetro de los coples es importante, ya que determina el tamaño mínimo del agujero en el que puede ser corrido la tubería de revestimiento. El grosor de la pared determina el diámetro interno de la tubería de revestimiento y por lo tanto el tamaño máximo de la barrena que puede ser corrida a través de la tubería. Peso por unidad de longitud. El peso nominal de la tubería de revestimiento es utilizado principalmente para identificar tubería de revestimiento durante el ordenado. Los pesos nominales no son exactos y están basados en el peso teórico calculado de una tubería con rosca y coples, de 20 pies de longitud.

Grado de acero.

87

Las propiedades mecánicas y físicas de la tubería de revestimiento dependen de la composición química del acero y el tratamiento de calor que recibe durante su fabricación. API define nueve grados de aceros para tubería de revestimiento. H40 J55 K55 C75 L80 N80 C95 P110 Q125 El numero de designaciones de el mínimo de API para el esfuerzo de resistencia o cedendia en miles de psi. Por lo tanto una tubería de revestimiento L80 tiene un esfuerzo de resistencia de 80,000 psi. Tipo de conexión. Hoy en día existen múltiples tipos de conexiones disponibles en el Mercado. La selección de una conexión adecuada debe ser basada en la intención de aplicación, el desempeño requerido y el costo.

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CONCLUSIONES Para el pleno desarrollo y culminación del presente curso, es necesario cumplir con cada uno de los puntos requeridos para la ejecución del mismo. Para que el participante desarrolle la identificación de las tuberías de revestimiento

BIBLIOGRAFIA WWW. Glosary.oilfield.slb.com Schlumberger drilling school. Prontuario tamsa

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Manual de capacitación Módulo 19 Curso 1 Herramienta y equipo en el piso de trabajo I

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INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACION Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de la PPS, las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

91

19.1 Herramientas y equipos en piso de trabajo. 19.1.1 Definición de herramientas y equipos de trabajo. En la industria petrolera el uso de herramientas y equipos es frecuente e indispensable en la realización de sus actividades diarias, ya que nos facilitan en gran parte la ejecución de los trabajos de perforación y reparación de pozos, Es así que las herramientas y equipos están diseñadas con el único objetivo de hacer más sencilla una actividad o trabajo a realizar.

19.1.2 Clasificación de las herramientas de trabajo. •

Manuales ordinarias.

-

De golpe.

-

De torsión.

-

De corte.

•

Portátiles, eléctricas o mecánicas.

-

Eléctricas

-

Neumáticas

-

Hidráulicas.

92

19.1.2.1 Herramientas manuales. Se consideran aquellas herramientas utilizadas generalmente de forma individual y que las acciona la fuerza motriz humana, tales como:DESCRIPCION

MANIOBRA CON LA HERRAMIENTA

Polea Herramienta que posee un sistema de apertura lateral para la introducción o retiro del cable de acero que será utilizado

Se utiliza para las maniobras en los equipos de perforacion, dando potencia y evitar daño a los cables. En maniobra de centrado de string de preventores se coloca la polea en el patin de la torre, transmitiendo la potencia del malacate auxiliar al string de preventores.

Llave cadena Herramienta destinada a sujetar o hacer girar tubos aprisionándolos Dentro de la operación de perforación se usa comúnmente en el rolado de tubulares y herramientas.

Para enroscar metela con la mano derecha. Para desenroscar metela con la mano izquierda. Cuida que la quijada quede ajustada al tubo. En ambos casos verifica que el perno de la cadena quede en su nido. Al operarla colocate en posición correcta jalando el brazo de la llave. Coloca tus pies firmemente en el piso y con un ángulo adecuado.

Llave stilson Llave para tubulares ajustable utilizadas en maniobras de apriete, aflojar y ajustar piezas.

Marro Es una herramienta metálica que consta de un mango de madera o fibra de vidrio. Es utilizado para golpear en diferentes trabajos.

IMAGEN

Tipo A

Tipo B

Se utiliza principalmente para el enrosque y desenrosque de tubulares de diametros menores (tuberia macarroni), es tambien utilizada en la instalacion de los niples de 1” en las conexiones superficiales de control, entre otros usos. recuerda verificar que la apertura de la llave sea la adecuada al diametro requerido. Es una herramienta frecuentemente utilizado en trabajos de colocacion de collarin de seguridad a tubulares, tambien utilizado en instalación y desmantelamiento de lineas superficiales y equipos de control así como en el demantelamiento de la hidraulica de la bomba de lodo del equipo, entre otros usos. Recuerda que siempre deberas utilizar el marro de bronce en lugares donde puede existir atmosferas con presencia de gas.

93

Guillotina Es un equipo de corte hidráulico y de golpe utilizado en el corte de cable

En el proceso de corte de cable del malacate principal y/o auxiliares, este equipo debera ser operado sin tension del cable, colocate como se muestra en la imagen de frente a la manija de operación.

Felástica Conjunto de fibras torcionadas que componen un cordón, varios cordones forman un cabo. Su uso normalmente es para la sujeción, guiar cargas izadas, retenidas de seguridad, agrupar materiales.

Es recomendable para las maniobras de sujecion de tuberias, herramientas, y equipos en movimiemto dirigiendolos en el piso de perforacion, como por ejemplo retencion de la lingada al introducirla al pozo.

Cepillo de alambre Utensilio consistente en un mango y una base sobre la cual se colocan filamentos metálicos, es utilizado para la limpieza de corrosión.

Se utiliza para la limpieza de cuerdas de tubulares, dados de llaves de fuerza, dados de collarin de seguridad y cuñas.

Llave de golpe Barra metálica con área de golpe en uno de sus extremos, y un área de sujeción hexagonal y/o de estrías, utilizada en el apriete o afloje de tuercas y tornillos. Cinta métrica Instrumento de medida que consiste en una cinta flexible graduada con el sistema métrico decimal y sistema inglés que se puede enrollar.

Se utiliza para el apriete de tornilleria de preventores y de collarin de seguridad.

Llave de fuerza Herramienta de apriete para la conexión de tubulares compuesta por quijada, mástil, cuerpo, brazo de soporte, perno, dados y sin fin de nivelación

Esta herramienta deberá de ser utilizada con extremado cuidado, y sincronización de los operadores en piso rotaria. Al introducir tubería : La llave de aguante deberá colocarse por debajo de la unión, esta llave deberá ser colocada en primera instancia. A continuación se colocara la llave de apriete, deberás cerciórate de que se realice el quiebre de la llave en el ángulo requerido para obtener el apriete adecuado en la junta.

Asegúrate colocar la llave de la medida y en el angulo requerido. Utilizada principalmente en la medición de tubulares, herramientas y altura. Colocar el extremo de inicio de la escala de medición, por ejemplo en la medición de la longitud de un tubo de perforación se debe utilizar el sistema métrico decimal y en el diámetro sistema ingles.

94

Compas para medir diámetro de tubería (interior y exterior). Instrumento mecánico para calibrar un cuerpo cilíndrico para verificar su diámetro interno y externo

Utilizado en tubulares y herramientas, por ejemplo en un tubo de perforación deberás ajustarlo a que roce ligeramente sus puntas con la parte que se va a medir o calibrar.

Llave inglesa (perica) Herramienta de quijada ajustable para diferentes diámetros utilizada para apretar y ajustar tuercas y tornillos

Cuñas mecánicas para T.P. Son herramientas de metal ahusado con dientes u otros dispositivos de agarre.

Para utilizarla en el cambio de mordazas de llave hidráulica y para el ajuste de yugos del cabezal, cambio de elevador para tubería y gafas, entre otros usos. La llave debe colocarse a un ángulo y a una altura adecuada de manera que el brazo de la llave trabaje como una palanca. Pararse de manera firme poniendo una pierna delante de la otra. Se utiliza para sentar el peso de la sarta en la mesa rotaria y liberar el elevador para continuar haciendo movimientos ya sea metiendo o sacando tuberías.

Elevador de T.P. Es una herramienta compuesta con 2 piezas de metal unidas por una bisagra que se coloca en el extremo inferior de las gafas.

Se utiliza para suspender la tubería de perforación de una forma relativamente no dañina, y suspenderla en la mesa rotaria, tambien le permite rotación a la TP.

Cuñas mecánicas para herramienta Son piezas de metal ahusado con dispositivo de agarre tipo ventosa.

Estas cuñas son utilizadas principalmente para sostener las herramientas a nivel rotaria en el armado y desarmado de las mismas, deberán ser operadas de manera coordinada por 3 personas para mantener el nivel correcto para una mejor operación de agarre al sostener el peso de la herramienta de perforación y deberá revisar que las asas queden libres y no estén recargadas sobre la mesa rotaria. Se utiliza en los tubulares que no cuentan con cuello agarre para evitar deslizamiento de los mismos al pozo, se debe verificar que la posición debe ser de 10 cm arriba de las cuñas cerciorándose que todos los dados hagan contacto con la superficie de la herramienta

Collarín de seguridad . Conocidas como cuñas de seguridad de tope utilizadas para evitar deslizamiento de tubulares lisos dentro del pozo.

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Collarín de levante o arrastre.

Elevadores para tuberia revestimiento con cople

Es una herramienta que se utiliza en el armado de tubería de revestimiento, instalado en la polea viajera con un par de estrobos con un destorcedor al centro.

de

Estos elevadores se utilizan para introducir tubería de revestimiento con cople. Deberas verificar que siempre este bien cerrado para evitar accidentes o hasta posible pez.

Calibrador para Tuberia

Su función es verificar que la tubería este libre o no este colapsada En caso de que no salga el calibrador, se deberá invertir la posición del tubo para introducir un objeto para recuperarlo y evaluar si el tubo se puede ocupar o se debe remplazar

Cuadro de apriete de Barrena. Pieza metálica cuadrada con un nicho diseñado para sujetar la barrena en el apriete y quiebre de la misma en la sarta.

Herramienta metálica que se acopla en la mesa-rotaria, diseñada para introducir la barrena y asegurarla, de tal manera que se pueda aplicar el apriete requerido.

Placa adaptadora para el cuadro de apriete de barrena.

Se instala en el orificio del pasador de accionamiento del buje (bushing) de la mesa rotaria, el orificio interior cuadrado de 13 9/16 se utiliza para conectar el cuadro de apriete de la barrena a la mesa rotaria y poder fijar la misma para proporcionarle el apriete adecuado, o poder quebrar la misma de la sarta. Herramienta uitilizada como enlace de la polea viajera y elevador, en la operación con tuberias.

Gafas o eslabones Barra de acero fundido que consta de dos eslabones cuya función es unir el gancho de la polea viajera con el elevador de tubería.

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Tapones de levante (huevos) Tapón perforado con cuerda utilizado en el izaje de tuberías y herramientas de perforación

Son herramientas utilizadas para izar y suspender tuberías, combinaciones, valvulas de pie y barrenas, entre otros usos de manera segura. Las encontraremos en diferentes medidas y roscas.

Buje de desgaste. Es un anillo metálico que lleva una ceja externa donde se alojan los yugos, sirve para proteger el nido del cabezal.

Herramienta que se instala en cada cambio de cabezal en su nido, protegiendo el mismo de golpes y desgaste por fricciones durante los viajes de tuberia.

Ganchos extractores para bujes y máster. Es una eslinga de cadenas compuesta por una argolla y dos o cuatro ganchos de levante.

La eslinga de dos ganchos es utilizada en la extraccion de los bujes, la eslinga compuesta por 4 ganchos normalmente se ocupa en la extraccion del master de la mesa rotaria.

Funda de tubería (chaqueta) Herramienta constituida por dos medias cañas unidas por bisagras y un seguro de cierre, existen de material plástico y metálico.

Utilizada en la contencion del fluido de perforacion en las desconexiones de los tubulares en la mesa rotaria. Deberá siempre verificar que los hules de sellos utilizados sean del diametro correspondiente a la tuberia que se esta trabajando.

Estrobos de Acero se conforman por un alma, alambre, toron y torcido.

Utilizados para el izaje de cargas La seguridad del personal y de las cargas, dependen del cuidado y mantenimiento que brinde a estrobos y accesorios. Cuando no están en uso deberán ser siempre guardados en sitios secos y cubiertos, protegidos de las inclemencias del ambiente que pueden penetrar entre sus torones.

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Constitución de un grillete: esta herramienta de izaje está compuesta por un cuerpo y un perno roscado o perno pasado con tuerca y chaveta.

Es una herramienta útil de elevación que se usa como una pieza intermedia entre la carga y el estrobo o la eslinga verificar siempre la capacidad de las caragas

Eslingas Este tipo de eslinga está constituida por material sintético “poliéster” y usualmente es utilizada en las maniobras de: izaje de tarimas de material químico, herramientas, toters, barrenas, supersacos.

Es una herramienta de elevación, siendo un elemento intermedio que permite enganchar la carga a un gancho de izado o de tracción, consiste en una cinta con un ancho o largo especifico cuyos extremos terminan en un lazo “ojo”. Debe ser inspeccionada diariamente.

Barreta Barra de hierro cilíndrica o prismática de diferentes medidas de largo terminado por un extremo en punta y por el otro en una especie de paleta, se usa para levantar, separar o hacer palanca.

No la uses para corredera. No hagas palanca hacia el frente. No te pares sobre ella para hacer palanca. Usala paralela a tu cuerpo sujetandola de la parte superior. No utilices tubos “ayudantes” como extensión.

Herramienta de percusión combinada de acero con mango de madera o fibra, con cabeza cilíndrica y superficie de golpe plana es utilizada para golpear en diferentes trabajos.

Pinzas Herramienta simple cuyos extremos se aproximan para sujetar un objeto en pequeños diámetros.

Utiliza el apropiado al trabajo a realizar. Revisalo que se encuentre en buenas condiciones de uso.Verifica que el mazo de acero se encuentre firmemente sujeto al mango.Siempre sujetalo firmemente de su área de agarre. Selecciona la pinza apropiada al trabajo a realizar.No la uses como martillo. Verifica que los forros aislantes esten en buen estado..

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Segueta Es una herramienta cuya función es la de cortar, se usa para cortar madera y metal.

Verifica que la hoja de la segueta este bien sujeta al arco.Usala en el material adecuado (metal).Utiliza ambas manos al usar la herramienta una en el mango y la otra sobre el arco.

Pala Herramienta plana de metal con mango de madera o plástico rectangular o trapezoidal, se usa para acomodar, recoger y trasladar materiales (recortes, basura y productos químicos).

Utiliza ambas manos, una en la parte inferior y la otra en la empuñadura del mango.Pararse de manera firme poniendo un pierna delante de la otra. Adoptar una posición cómoda de apoyo.

Cincel Una barra de acero con un extremo acabado en un filo forma de cuña, se usa poniendo un extremo sobre lo que se quiere labrar y golpeando por el extremo opuesto.

Al usarlo cuida que el golpe con el martillo sobre este sea certero, así evitas golpearte.Verifica que la herramienta no se encuentre sucia de grasa o lodo.

Desarmador Es una herramienta que puede ser de punta plana y de cruz, se usa para apretar y aflojar tornillería y otros elementos.

Utiliza el apropiado de acuerdo al tipo de tornillo que vayas a aflojar o apretar.Sujetalo siempre por el mango. No lo uses para golpear o rascatear.No lo uses como cincel.Adopta una posición ergonómica al usarlo.

Madrinas

Es una herramienta con un extremo roscado y un cuello de levante, utilizado en el izaje de tubulares lisos

Esta herramienta es utilizada para la herramienta que no tiene junta .

Tensores

Mecanismo o dispositivo cuya función es tensar, se Al realizar el ajuste debereas tener cuidado del retroceso (torción) , ya que utiliza en el aseguramiento podras golpearte con la llave. de preventores, tuberías, cabinas. 99

19.1.2.2 Herramientas hidráulicas. Las herramientas hidráulicas son dispositivos que utilizan liquido no compresibles para transmitir energía de una zona a otra, así cuando un fluido es empujado a través de un tubo, el mismo no se comprime y por lo tanto pone en vigor lo que está en el otro extremo del tubo, algunas herramientas hidráulicas utilizadas en perforación son:

Llave Hidráulica Herramienta auxiliar en la conexión de tubulares aplicando una fuerza hidráulica para realizar el rolado y apriete requerido.

Deberás acercar esta herramienta hacia a la rotaria donde se encuentra el tubular, posteriormente deberás nivelar la altura para que las mordazas de apriete se encuentren en su posición correcta con respecto a la caja y el piñón, acciona los roles de enrosque e inicia el rolamiento del tubo, deberás cerrar las mordazas para la realización del apriete final según el grado y libraje de la tubería de trabajo.

100

Cuñas hidráulicas para T.P. Es un equipo compuesto por cuñas para T.P. y un mecanismo hidráulico de accionamiento automático controlado.

Estas cuñas son accionadas por el perforador o el operador de piso rotaria con ayuda de un mecanismo de potencia hidráulica. Antes de operarla deberás revisar el nivel de aceite de este, a su vez verificar no haya fuga y observar que los imanes estén colocados correctamente.

Llave hidráulica Hytorc Es un equipo compuesto de bomba hidráulica con alimentación eléctrica o neumática, mangueras de alta presión, llaves de torque, llaves de contratuercas y dados de impacto de diversas medidas, que convierte la presión neumática-hidráulica

Este equipo en lo particular es una poderosa herramienta como ninguna otra, las precauciones de seguridad deberán ser observadas para evitar accidentes en las personas. Lee el instructivo o manual de uso, mantenga limpia el área de trabajo, evite encender prematuramente el equipo, el control remoto de la bomba es solamente para el operador

Llave de apriete TW-60

Deberás acercar esta herramienta hacia a la rotaria donde se encuentra el tubular, posteriormente deberás nivelar la altura mediante una palanca que acciona el gato hidráulico deberas darle el torque recomendado al tubular.

101

19.1.2.3 Herramientas neumáticas. La neumática es la tecnología que emplea el aire comprimido como modo de transmisión de la energía necesaria para mover y hacer funcionar mecanismos, el aire es un material elástico y por tanto, al aplicarle una fuerza, se comprime, mantiene esta compresión y devolverá la energía acumulada cuando se le permita expandirse, según la ley de los gases.

Algunas herramientas neumáticas utilizadas en el piso de perforación son: Llave roladora neumática Herramienta utilizada para enrosque y desenroscado de tubulares

Se aproxima la herramienta a la tubería que se desea rolar, ubicando la acción que se requiere ya sea rolar o desenroscar, poner a nivel al cuerpo del tubo, cerrar los roles sobre la tubería y se procede a iniciar a conectar o desconectar.

Cuñas neumáticas para Tuberías de Revestimiento (araña). Es un equipo con mecanismo neumático de accionamiento controlado.

Esté equipo se utiliza en la introducción de tuberías de revestimiento; Instalando una sobre la mesa-rotaria y la otra en la polea viajera, deberá ser operada por la persona que sea asignada

Kelly spiner Motor neumático totalmente cerrado de impulsión directa de baja velocidad y alta torsión.

Provee de una fuerza neumática de rotación a la flecha Kelly en la realización de conexiones y desconexiones de tubería.

Bomba de pulmón. Es un tipo de bomba neumática de desplazamiento positivo generalmente alternativo en el que el aumento de presión se realiza por el empuje de unas membranas elásticas (diafragmas).

Utilizada en la recuperación de fluido de perforación en las presas de lodos, en el trasiego de aguas residuales de la caja ecológica a los toters, entre otros usos.

102

Llave hidráulica Hytorc Es un equipo compuesto de bomba hidráulica con alimentación eléctrica o neumática, mangueras de alta presión, llaves de torque, llaves de contratuercas y dados de impacto de diversas medidas, que convierte la presión neumática-hidráulica en una salida de torque controlado.

Este equipo en lo particular es una poderosa herramienta como ninguna otra, las precauciones de seguridad deberán ser observadas para evitar accidentes en las personas. Lee el instructivo o manual de uso, mantenga limpia el área de trabajo, evite encender prematuramente el equipo, el control remoto de la bomba es solamente para el operador de la misma. Supervisar el correcto izaje con los

Llave de enrosque y apriete malacates auxiliares ya que uno de estos para tubería de TR sostiene a la llave suspendida durante la

operación de introducción de TR, debe verificar que lleve su cable de aguante o seguridad, y que el gancho con el que se va a sujetar cuando no se utilice se fije en un lugar firme para soportar que no se vaya a venir hacia el centro de la rotaria y golpe algún personal. Constan de operadores neumáticos o

Cuñas neumáticas para hidráulicos que accionan los segmentos tuberías de Revestimiento de cuñas para abrir o cerrar para sujetar o liberar la T.R. Tienen un diámetro de paso máximo que es mayor al diámetro de la T.R.

Malacate Auxiliar Ronco

Nunca se debe meter las manos al cable mientras lo este operando utilizar la guía del cable, nunca opere el equipo si este no cuenta con guarda de seguridad.

Los elevadores tipo araña comúnmente

Elevador neumático para se usan para introducir o recuperar T.R (araña) tuberías de revestimiento, con coples rectos o juntas integradas.

103

19.1.3 Sistemas de un equipo de perforación marina En perforación los 5 sistemas básicos importantes del equipo son: 1) Sistema de potencia se subdivide en dos partes. 1.- Generación de potencia. 2.- Transmisión de potencia. •

Transmisión eléctrica.

•

Transmisión mecánica.

2) Sistema de rotación tiene 3 sub-componentes mayores. 1. Ensamblaje de mesa rotaria y/o sistema de rotacion elevado. 2. La sarta de perforación. 3. La barrena. 3) Sistema de levantamiento de carga y se clasifican en dos: 1. La estructura soportante. 2. El equipo para el izaje o levantamiento de cargas. 4) Sistema circulante de fluidos y son cuatro los componentes principales. 1. El fluido de perforación. 2. El área de preparación y almacenaje. 3. El equipo para bombeo y circulación de fluidos. 4. El equipo y área para el acondicionamiento.

104

5) Sistema de prevención de reventones cuenta con 4 componentes principales y de vital importancia. 1. Conjunto de preventores. 2. Linea del estrangulador. 3. Multiple de flujo y estrangulación. 4. Unidad de cierre a distancia acumuladora de presión.

19.1.3.1 Montacargas. Son equipos para mover cargas en forma intermitente y en áreas limitadas y los hay en varias versiones según el fabricante y se clasifican en tres según el area donde se empleara: •

Montacargas eléctricos.

•

Montacargas a combustión.

•

Montacargas hidráulicos.

•

Montacargas manuales.

19.1.4 Recomendaciones de uso de las herramientas y equipos. •

Contar con las herramientas y equipos adecuados para el trabajo.

•

Que exista un programa para mantenimiento permanente.

•

Dar de baja oportunamente herramientas y equipos con excesivo desgaste o por fallas insalvables.

•

Espacios adecuados para el almacenamiento de las herramientas.

•

Capacitación del personal en el manejo de herramientas y equipos.

•

Uso adecuado de las herramientas y equipos.

•

Utilizar herramientas y equipos certificados.

105

•

Uso del equipo de protección personal requerido para la manipulación de la herramienta y equipo.

•

Realizar inspección de estado de las herramientas y equipos antes de su uso.

Queda prohibido, el uso de herramientas confeccionadas artesanalmente (hechizas)

106

CONCLUSION El participante adquirió conocimientos en la identificación de las herramientas utilizadas en los equipos de perforación, manuales, hidráulicos y neumáticos, así como identificó sus características principales y algunas medidas de seguridad para un uso apropiado.

BIBLIOGRAFIA http://www.sistemasdecarga.com/images/catalogo/A%20-5-%20Pagina%208%20estrobos.pdf http://www.cablesyestrobosatarama.com/ http://www.servicables.com.mx/?sec=eslingas-de-poliester

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Manual de capacitación Módulo 21 Curso 1 Izaje y Maniobras I

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INTRODUCCIÓN Durante la perforación, terminación y reparación de pozos marinos, se requiere que cada día quienes trabajan en estas actividades deben de estar mejor capacitados en las nuevas tecnologías relacionadas con la industria petrolera, principalmente las que se desarrollan en PEMEX PERFORACIÓN Y SERVICIOS, para poder prevenir y resolver los problemas operativos que se presenten durante las operaciones de perforación, terminación y reparación de pozos. El propósito de este manual, es proporcionar a los trabajadores de la PPS, las herramientas necesarias y suficientes tanto teóricas y prácticas para detectar, o prevenir cualquier problema operativo que pueda ocasionar retardos durante la perforación, terminación y reparación del pozo. Por lo anterior, este manual expone de una manera amena y veraz, garantizando a los trabajadores obtengan los conocimientos necesarios en esta categoría, para que puedan trabajar en forma segura y correcta a través de una larga experiencia de conocimientos adquiridos por los especialistas (instructores) que se verán reforzados en este manual.

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21.1 Izaje y maniobras

21.1.1 Definición de izajes y maniobras

Izaje.- El izaje mecánico de cargas es una operación que se realiza para mover objetos grandes y pesados y que no se pueden ser transportados manualmente. El equipo utilizado para el izaje de carga es todo dispositivo que permita elevar o bajar una carga, previamente calculada en forma segura y controlada.

Maniobra.- Desde el inicio de la humanidad, las maniobra han acompañado a todo ser que cuenta con extremidades, las cuales han sido utilizadas para tomar objetos y realizar labores. Todas las maniobras que se realizan cuentan con un grado de dificultad, el cual dependerá, según el tipo de carga, el peso, la forma y las condiciones que imperan al momento de realizarlas.

21.1.2 Tipos de carga A bordo de las plataformas marinas se reciben y manipulan una gran cantidad de cargas y estas se pueden clasificar de la siguiente manera:

 Tubulares  Material químico  Cabinas  Equipos  Herramientas

110

21.1.2.1 Tubulares

Los tubulares son una barra de acero hueca utilizada para llevar a cabo los trabajos durante la operación de la perforación los más utilizados son:

 Tubería de perforación  Tubería extra pesada (HW)  Tubería lastrabarrena (DC)  Tubería de revestimiento.

Manejo de tuberías. Cuando se trate de tubería nueva puede ser posible que queden residuos de la película protectora en las roscas, por lo que es recomendable quebrar y volver a apretar para eliminar completamente estos residuos.

Toda la tubería que se encuentre en la rampa deberá tener los guarda roscas en el piñón y en la caja para evitar que en el ascenso de estos se golpeen

Cuando se sube la tubería de la rampa al piso, la persona que dirige la maniobra se debe colocar en una posición sobre el piso fuera de la línea del tubo pero en la linea de visión del que realiza el izaje, para mantener comunicación directa con él.

Verifique las condiciones de trabajo de las cuñas de la rotaria para tubería, elevador, llaves de fuerza o hidráulicas, instalación del hule limpiador y dotación de grasa suficiente para las uniones.

111

21.1.2.1.1 Identificación de TP

Tubería de perforación: Es es un tubo de acero 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.

Describiremos brevemente estos componentes:

Longitud: es la medida que tiene el tubo de la caja al piñón.

La tubería de perforación se suministra en el siguiente rango API de longitud:

 Rango 1 de (7.5 a 8.5 metros).  Rango 2 de (8.5 a 9.5 metros).  Rango 3 de (9.5 a 10.5 metros).

Diámetro exterior: Es la medida que tiene el cuerpo del tubo en su parte externa.

Diámetro interior: La tubería de perforación tiene 2 diámetros interiores. El tubo, según el libraje, tiene un mismo diámetro y la junta, según el grado, tiene diferente diámetro. El drift de un tubo siempre se considera con respecto al diámetro de la junta.

112

Drift: Es el máximo diámetro de paso de un tubo, o sea el diámetro máximo de herramienta que se puede correr dentro de ese tubo, y debe ser 1/8” menor que el diámetro de la junta. 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. 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. 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. 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.

La clasificación que el API en las tuberías de trabajo en función a su desgaste es la siguiente:

113

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.

CODIGO DE GRADO GRADO ESTANDAR GRADO

SIMBOLO

GRADO DE ALTO ESFUERZO GRADO

SIMBOLO

114

N-8O

N

X-95

X

E-75

E

G-105

G

C-75

C

P-11O

P

S-135

S

V-150

V

CODIGO DE PESO DE TUBERIAS DIAMETRO EXTERIOR

PESO NOMINAL LB/PG

ESPESOR DE

NUMERO DE

PARED ( PG )

CODIGO

4.85

0.190

1

6.65*

0.280

2

6.85

0.217

1

10.40*

0.362

2

9.50

0.254

1

13.30*

0.368

2

15.50

0.449

3

11.85

0.262

1

14.00*

0.330

2

15.70

0.380

3

13.75

0.271

1

16.60*

0.337

2

20.00

0.430

3

19.5

0.362

1

25.6

0.500

2

( PG ) 2 3/8 2 7/8 3 1/2

4 1/2

5

* Indica peso estándar

CODIGO DE COLORES PARA IDENTIFICAR TUBERIA DE TRABAJO Y SU CONEXION

115

CLASIFICACION DE

COLORES Y

ESTADO DE LA

COLOR DE LA

LA TUBERIA

NUMERO DE

CONEXION

BANDA ROJA

BANDAS NUEVA

UNA BLANCA

DESECHO O

PREMIUM

DOS BLANCAS

REPARABLE EN

CLASE 2

UNA AMARILLA

TALLER

CLASE 3

UNA AZUL

REPARABLE EN

CLASE 8

UNA VERDE

LOCALIZACION

DESECHO

UNA ROJA

VERDE

21.1.2.1.2 Identificación de tubería extra pesada ( HW )

La tubería de perforación extra pesada, es un componente de peso intermedio para la sarta de perforación, entre los lastrabarrena y la tubería de perforación, proporcionando un punto de transición, un cambio gradual de la rigidez de los lastrabarrena a la tubería de perforación, reduciendo la fatiga de ésta.

116

Son tubos de pared gruesa unidos entre sí por juntas extra largas, para facilitar su manejo; tienen dimensiones de rango 2 de perforación. Por su peso y forma, la tubería extra pesada se puede usar en compresión al igual que los lastra barrenas. Un distintivo es 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 extra pesada Otra ventaja es que no se requiere cambiar de elevadores ni el uso del collarín de seguridad.

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.

117

Las conexiones se suministran con relevadores de esfuerzo, tales como:

•

Diámetro interior de caja

•

Espiga con ranura relevadora de esfuerzo.

•

Raíces de rosca labradas en frío. Las uniones y la sección recalcada central

•

Se pueden suministrar con bandas de metal duro.

Nota: El calibrador para tubería extra pesada (HW) debe ser de 1/8” menor de la parte lisa del tubo.

Dónde se usa la tubería de perforación extra pesada

Se usa en perforación direccional y vertical- Quienes perforan pozos direccionales han comprobado que la tubería extra pesada es ideal para pozos muy desviados por que es menos rígida que los tubos lastrabarrena y el contacto con la pared del pozo es mínimo. El distintivo de tres puntos de contacto con la pared de la tubería extra pesada 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.

presión diferencial. Como es

Además tiene mínima tendencia a pegarse por menos rígida que los tubos lastrabarrena la Heavy

Weight se dobla más en la sección del tubo que en las uniones. Resiste numerosos cambios de ángulo y dirección del pozo con mínimo de los problemas asociados con la perforación direccional.

118

21.1.2.1.3 Identificación de lastrabarrena

¿Qué es un lastrabarrena?

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 lastrabarrena

Actualmente se tienen en uso dos tipos de lastrabarrena:

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

2. Diseño de espiral. Reduce el área de contacto entre el lastrabarrena y la pared del pozo, evitando con esto pegaduras por presión diferencial en agujero abierto.

119

120

Para realizar la conexión realice los siguientes pasos:

 Sacar el candado del gancho.  Levantar el lastrabarrena, con precaución.  Engrasar la caja del lastrabarrena 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 del lastrabarrena anterior.  Dar vuelta con la llave roladora al lastrabarrena que está entrando.  Observar el indicador de peso para verificar que el lastrabarrena se esté colocando correctamente.  Colocar la llave de fuerza (de apriete) en el cuerpo del lastrabarrena que se está conectando y la llave de aguante en la caja del lastrabarrena que está 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.

121

Para desconectar los lastrabarrena:  Se saca el candado del gancho.  Se sienta el lastrabarrena 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 lastrabarrena se utilizan dos llaves de fuerza (deben estar en buenas condiciones), para quebrar el lastrabarrena se coloca la llave izquierda en la junta superior, y la llave derecha en la caja del lastra barrena

21.1.2.1.4 Identificación de TR Tuberías de revestimiento. Para mantener la operación durante la produccion los pozos de petróleo, gas y de inyección; es necesario colocar una tubería de revestimiento a la tubería de produccion desde el yacimiento hasta la superficie; esto, para conducir los fluidos producidos. La tubería de revestimiento evitará que haya flujos hacia dentro y hacia fuera de las formaciones geológicas. Regularmente se cementa con el objetivo de asegurar una barrera continua a la presión de las formaciones atravesadas, es decir, a las presiones fuera de la tubería de revestimiento en el intervalo cementado. (Vea la figura 43).

Las funciones que desempeñan las tuberías de revestimiento durante la vida 122

productiva del pozo son:  Evitar el colapso (derrumbe) del pozo.  Evitar la contaminación del agua fresca en zonas altas por los fluidos de zonas bajas.  Evitar la contaminación de áreas problema, por ejemplo; ácido sulfhídrico (H2S), bióxido de carbono (CO2), sal (NaCl), etcétera.  Evitar la contaminación de los fluidos que se producen por sustancias externas como agua, arena, etcétera.  Suministrar un medio de control de la presión, tanto interna como externa y entre zonas.  Facilitar la instalación de equipos para elevar artificialmente el petróleo y lograr la producción del pozo. Objetivos de las diferentes tipos de tubería de revestimiento son: Objetivo de la tubería de revestimiento conductora. Esta sarta es un revestimiento de corta longitud que se utiliza en un pozo en caso de que la tierra de la superficie sea suave como en los pantanos o localizaciones en alta mar. Se usa, en primer lugar, para evitar la erosión, el lavado o deslave del pozo alrededor de la base de la torre y para suministrar un conducto por el cual se pueda elevar el fluido de perforaciones una altura suficiente para regresarlo a la presa. El conductor también sirve para proteger de la corrosión las subsecuentes sartas de revestimiento, se puede usar para soportar parte de la carga en la cabeza del pozo de las localidades en donde la resistencia del terreno es adecuada.

En los pozos de la Región Marina, el objetivo que tiene el conductor es aislar las 123

formaciones arcillo arenosas no consolidadas, además de servir de apoyo para conectar el equipo de prevención para perforar bajo control la siguiente etapa y, posteriormente, proporcionar la sustentación para colgar el cabezal al cementar la siguiente TR en toda su extensión hasta el lecho marino.

Objetivo de la tubería de revestimiento superficial. Esta tubería se corre una vez que se fijó el tubo y se hizo el agujero superficial. Es de diámetro menor que el tubo conductor; usualmente se instala a suficiente profundidad como para proteger al pozo de derrumbes en las formaciones sueltas que con frecuencia se encuentran cerca de la superficie y para protección de las arenas de agua dulce. Las profundidades de la tubería de revestimiento pueden ser someras, pero a veces llega a tener varios cientos de metros dependiendo de las formaciones que se encuentren. Este tipo de tubería es el punto de partida para el cabezal del pozo y sirve como soporte de sartas que pueden instalarse más adelante. Para los pozos de esta región el objetivo es aislar formaciones no consolidadas, cementándose en toda su extensión hasta el lecho marino. Objetivo de la tubería de revestimiento intermedia. Una vez colocada la tubería de revestimiento superficial adecuada, se requieren de una a dos sartas más de revestimiento adicional. Este número dependerá de la profundidad del pozo y de los problemas que se presenten durante la perforación. Si el pozo es bastante profundo, o si se encuentran severos problemas de perforación como una presión anormal en las formaciones geológicas o zonas con pérdida de circulación, será necesario colocar una o más tuberías de revestimiento para poder aislar o sellar aquellas que causen problemas. Los revestimientos intermedios, generalmente se utilizan para sellar formaciones que pudieran fraguarse con el lodo pesado que se usa para perforar las formaciones 124

geológicas de presiones elevadas y en ocasiones se cementan a través de zonas de alta presión para permitir el uso de lodos más ligeros o para perforar las formaciones más profundas pero de baja presión. En los pozos de la Sonda de Campeche, el objetivo de estas tuberías es aislar formaciones poco consolidadas, evitar pérdidas del fluido de control, aislar las zonas de alta presión (lutitas plásticas de alta presión), así como instalar las conexiones superficiales de control. Objetivo de la tubería de revestimiento corta o de explotación. Existen pozos con un arreglo especial de tuberías de revestimiento, es decir, que no utilizan algunas tuberías de revestimiento completas, las cuales se extienden desde la superficie hasta el fondo del pozo. Este revestimiento abreviado se llama tubería corta, de explotación o liner; se extiende desde el fondo del pozo hasta un punto a varios centenares de metros arriba del extremo inferior de la última tubería de revestimiento. Esta va a formar parte de la última tubería cementada y se instala a través del intervalo de formación productor. Como tal, tiene que diseñarse para soportar las presiones de estimulación y formación geológica, así como el flujo de fluidos. Las tuberías cortas se suspenden de la última tubería de revestimiento por medio de un colgador. Estas tuberías van cementadas. La ventaja principal de una tubería corta es su reducido costo, ya que se instala de una longitud necesaria en lugar de una sarta completa hasta la superficie. Las tuberías de revestimiento cortas (liner) tienen la finalidad de aislar posibles intervalos productores y lograr la explotación de los que lo ameriten

Objetivo de la tubería de revestimiento de enlace de prolongación (STUB) Una vez colocada la tubería corta en el pozo a la profundidad deseada, esta se puede conectar o prolongar a la superficie por medio de una tubería de 125

revestimiento de enlace, terminando así la última sarta de revestimiento cementada. Una ventaja de la tubería de revestimiento corta y de la tubería de revestimiento o de enlace, es que a través de ellas no se ha perforado, eliminando los problemas de desgaste debido a la rotación de la tubería y herramientas de perforación. Al instalar este tipo de tuberías se ahorra en los programas de pozos profundos porque así se permite el uso de tuberías de revestimiento con peso más ligero o de menor grado, dados los requerimientos menores de resistencia a la tensión.

21.1.2.2 Cajas de herramientas y equipos

Caja de herramienta Es un contenedor utilizado para organizar, contener y trasportar herramienta. Equipos Es un grupo de equiposque se unen en funcion de la cosecuencia de un objetivo en comun. Analizar el área de trabajo Verificar que el área se encuentre limpia y despejada, de ser necesario realizar reacomodo de materiales y herramientas, cuadrilla de trabajo completa. Herramientas y equipo a utilizar Eslingas, grilletes, estrobos, guía de carga (vientos), pulpo Secuencia de la operación  Revisar equipo y herramientas a utilizar  Identificar las cajas de herramientas y equipos a mover 126

 Identificar el área donde se va a colocar la caja de herramientas o equipos  Estrobar cargar y colocar guías de carga  Levantar carga y evitar el pénduleo  Transportar la carga  Colocar la carga en sitio designado  Quitar guías de carga  Retirar las eslingas  Realizar orden y limpieza

21.1.2.3 Tarimas de material químico

Analizar el área del trabajo Verificar que el área se encuentre limpia y despejada, de ser necesario realizar reacomodo de materiales y herramientas, cuadrilla de trabajo completa. Herramientas y equipo a utilizar Eslingas, grilletes, estrobos, guía de carga (vientos), Secuencia de la operación  Revisar equipo y herramientas a utilizar  Identificar las tarimas de material químico a mover 127

 Identificar el área donde se va a colocar las tarimas de material químico  Identificar y leer la hoja de datos de seguridad  Estrobar tarima de material químico y colocar guías de carga  Levantar carga y evitar el pénduleo  Transportar la carga  Colocar la carga en sitio designado  Quitar guías de carga  Retirar las eslingas  Realizar orden y limpieza

21.1.2.4 Cabinas de equipos de perforación, terminación y reparación de pozos

Analizar el área del trabajo

Verificar que el área se encuentre limpia y despejada, de ser necesario realizar reacomodo de materiales y herramientas, cuadrilla de trabajo completa. Herramientas y equipo a utilizar

Grilletes, estrobos, guía de carga (vientos), pulpo 128

Secuencia de la operación

 Revisar equipo y herramientas a utilizar  Identificar las cabinas del equipo a mover  Identificar el área donde se va a colocar la cabina del equipo  Estrobar la cabina del equipo con estrobos o pulpo adecuado para la carga y colocar guías de carga  Levantar carga y evitar el pénduleo  Transportar la carga  Colocar la carga en sitio designado  Quitar guías de carga  Retirar los estrobos o pulpo adecuado para la carga  Realizar orden y limpieza

21.1.3 Herramientas y accesorios para izajes y maniobras

 Cables 129

 Estrobos  Grilletes  Eslingas  Ganchos  Sling-choker  Guías de retención de cargas (Vientos)  Patín de carga

21.1.3.1 Cables

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.

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:

130

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 torón 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.

Las construcciones de este grupo más utilizadas son 6 x 19 filler (6 x 25) y 6 x 19 séale, el más usual es el primero por ser resistente a la abrasión y al aplastamiento. La flexibilidad que proporciona el cable permite usarlo en poleas que tengan 25 veces su diámetro.

Esta construcción se forma por 6 torones y cada uno de ellos por 25 alambres que están colocados en dos capas alrededor de un alambre central.

En la capa exterior tiene el doble de alambres (12)que los que tiene en la capa interior (6); y entre estas dos capas se colocan seis alambres muy delgados como relleno (filler) para darle posición adecuada a los alambres de la capa exterior.

La construcción del grupo de 6 x 19 séale se forma con 6 torones de 19 alambres cada uno; dispuestos en dos capas de igual cantidad (9) y colocados alrededor del alambre central en este caso, los alambres de la capa exterior son más gruesos que 131

los de la interior para dar mayor resistencia a la abrasión. Su flexibilidad es menor que la que tiene los de construcción 6 x 25 aunque no llega a ser tan rígido como los de 6 x 7. Pueden trabajar en poleas o tambores que tengan 30 veces su diámetro.

GRUPO 6 X 37 En este grupo se encuentran los cables más flexibles debido a que tienen un número mayor de alambres por torón, es recomendable en trabajos donde se requiera flexibilidad, dado que el diámetro de los alambres que forma cada torón es muy pequeño, no se recomienda para ser utilizado en trabajos que manejen una abrasión excesiva. Nominalmente la construcción es de 6 x 37, sin embargo muy pocos cables se construyen con torones de 37 alambres, los más comunes son de 29 a 46 alambres por torón y el diámetro de poleas o tambores donde se recomienda usarlo será de 18 veces el diámetro del cable.

Los tres grupos antes descritos son los más importantes aunque existe también el grupo de 8 x19 que se fabrica con 8 torones alrededor de un alma (generalmente de fibra) utilizar 8 torones en vez de 6 implica que el cable sea más flexible pero menos resistente al aplastamiento debido a que el cable tiene un alma más grande.

Alma del cable Sirve como soporte a los torones enrollado a su alrededor. 132

De acuerdo al trabajo a que se someterá el cable, será el tipo de material de fabricación del alma

El alma de acero se utiliza en cables expuestos al aplastamiento o en lugares donde la temperatura es muy elevada y puede ocasionar que el alma de fibra se dañe con el calor

A la vez, este tipo de alma proporciona una resistencia de 10% aproximadamente adicional a la ruptura. Estos cables son de menor flexibilidad.

Los cables con alma de fibra se utilizan en trabajos donde no se exponen a las condiciones mencionadas, son de mayor flexibilidad, fácil manejo y mayor elasticidad

Preformado del cable

133

El preformado del cable es la forma que tendrán los torones y alambres según el cable, de esta manera al cortar los alambres permanecen en su lugar y proporcionan al mismo mayor estabilidad al no producir esfuerzos internos.

Nota: Cuando por algún motivo se rompe un alambre en cables preformados, el alambre roto permanece en su posición; sin embargo, el no preformado al romperse tiende a desprenderse del cable.

Torcido de los cables Generalmente los cables se fabrican con un torcido regular o torcido lang. El torcido regular se diseña de manera que los alambres del torón estén torcidos en dirección opuesta a la de los torones del cable; en el torcido lang los alambres y los torones se encuentran en la misma dirección.

134

Los cables con torcido izquierdo se utilizan en equipos de perforación tipo percusión debido a que por su efecto mantienen apretadas la roscas de los aparejos de perforación por percusión.

Existe otro tipo de torcido llamado ALTERNADO que se construye alternando torones derechos e izquierdos. Este tipo de torcido tiene muy poca aplicación.

El torcido de un cable también es conocido como TRAMA, se refiere a la distancia lineal que recorre un torón para dar una rotación completa alrededor del cable (derecho e izquierdo), esta distancia se mide en línea recta paralela al alma del cable, si se conoce la trama original de un cable, se puede medir su estiramiento debido al uso, por lo tanto, un cable estirado tiene una trama más larga que la original con su diámetro exterior reducido.

21.1.3.2 Estrobos

Definición: Es un tramo de cable de acero de material flexible y resistente con sus extremos en forma de ojales. 135

Constitución de un estrobo: Está constituido por un cable de acero el cual en sus partes terminales se entrelazan para formar un ojal, estos tejidos son sellados a presión por el casquillo formando una unidad compacta

TON

TON

TON

TON

TON

TON

1/4

0.55

0.55

0.41

1.10

1.06

0.87

0.77

0.55

3/8

1.21

1.21

0.88

2.42

2.33

1.93

1.71

1.21

1/2

2.13

2.13

1.55

4.26

4.11

3.40

3.01

2.13

5/8

3.33

3.33

2.43

6.66

6.43

5.32

4.7

3.33

3/4

4.75

4.75

3.46

9.5

9.17

7.6

6.71

4.75

7/8

6.42

6.42

4.68

12.84 12.4

10.27 9.07

6.42

1

8.34

8.34

6.08

16.68 16.11 13.34 11.79 8.34

1 1/4 12.6

12.6

9.20

25.2

PAR DE

TON

BRAZOS

A 120°

PAR DE

BRAZOS PAR DE

BRAZOS PAR DE

BRAZOS BRAZO

EN "U" BRAZO

EN "J" BRAZO

SENCILLO CARGA

SEGURIDAD DIAMETRO DE

CABLE

PULG TON

24.34 20.16 17.81 12.6

1 3/8 15.14 15.14 11.05 30.28 29.24 24.22 21.41 15.14 1 1/2 17.94 17.94 13.09 35.88 34.65 28.7

25.37 17.94

136

Mantenimiento La seguridad del personal y de las cargas, dependen del cuidado y mantenimiento que brinde a estrobos y accesorios. Cuando no están en uso deberán ser siempre guardados en sitios secos y cubiertos, protegidos de las inclemencias del ambiente que pueden penetrar entre sus torones, convenientemente colgados para evitar enredos, evitar dobleces innecesarios y deformaciones voluntarias. Recomendaciones de Seguridad •

Antes de usar cualquier estrobo deberán revisarse sus características para asegurarse que el estrobo es el correcto para la carga a levantar.

•

Determinar que el peso de la carga este dentro de la capacidad del estrobo, por tanto cada estrobo deberá tener una placa que contenga tales datos.

•

Siempre se debe tener presente que el estrobo en uso debe estar bien balanceado con referente a la carga y estar perfectamente unido a esta para lograr un control total.

•

Siempre se debe tener cuidado de que los estrobos no corran el riesgo de ser cortados por filos, esquinas o superficies abrasivas.

•

Jamás debe doblarse un estrobo.

•

Retire de servicio un estrobo si se presenta al menos uno de los siguientes casos:

a) Si no tiene placa de certificación b) Si tiene alambres rotos y deformaciones c) Si tiene una disminución del diámetro d) Si presenta corrosión externa e interna

137

21.1.3.3 Sling-shoker La sling shoker está formada por varios estrobos entretejidos en forma de trenza hecho exclusivamente para la sujeción de cargas. Este estrobo es de alta calidad y estándares de seguridad de acuerdo a su manufactura requerida. Todo equipo es probado minuciosamente con el factor de 5-1 en referencia a las cargas con especificaciones técnicas impresas en su placa de certificación.

21.1.3.4 Bandas y Eslingas

Definición: Es una herramienta de elevación, siendo un elemento intermedio que permite enganchar la carga a un gancho de izado o de tracción, consiste en una cinta con un ancho o largo especifico cuyos extremos terminan en un lazo “ojo”.

Componentes Este tipo de eslinga está constituida por material sintético “poliéster” y usualmente es utilizada en las maniobras de: izaje de tarimas de material químico, herramientas, toters, barrenas, supersacos. 138

Capacidades

Ángulo inclinación respecto a la vertical, 

0

0

0



45°