Proyecto Final Perforación Petrolera I

 

 

SISTEMAS DE PERFORACIÓN 

INDICE

1. INTRODUCCION ............................................................................................................................. ............................................................................................................................. 1 2. OBJETIVO GENERAL ................................................................................................................... ................................................................................................................... 1 ........................................................................................................ 1 2.1. OBJETIVO ESPECIFICOS .........................................................................................................

3. MARCO TEORICO .......................................................................................................................... ......................................................................................................................... 1 .......................................................................................................... 1 3.1. SISTEMA DE POTENCIA ........................................................................................................... 3.1.1. GENERACIÓN DE POTENCIA .............................................................................................. 1

3.1.2. TRANSMISIÓN DE POTENCIA ............................................................................................. ............................................................................................. 2 3.2. SISTEMA DE ROTACIÓN .......................................................................................................... .......................................................................................................... 2 3.2.1. MESA ROTARIA. ...................................................................................................................... ...................................................................................................................... 3 3.2.2. Flecha o kelly ........................................................................................................................... ........................................................................................................................... 3 ................................................................................................................. 3 3.2.3. UNIÓN GIRATORIA .................................................................................................................

3.2.4. EL SISTEMA TOP DRIVE .......................................................................................................3 3.2.5. EL SISTEMA MOTOR DE FONDO ....................................................................................... ....................................................................................... 4 3.3. SISTEMA DE IZAJE ....................................................................................................................6 ....................................................................... 6 3.3.1. COMPONENTES DEL SISTEMA DE IZAJE .......................................................................

3.3.1.1. MÁSTIL .............................................................................................................................. ................................................................................................................................... ..... 6 3.3.1.2. SUBESTRU SUBESTRUCTURA CTURA ............................................................ .............................................................................................................. .................................................. 7 3.3.1.3. MALACATE ............................................................................................................................ ........................................................................................................................... 8 3.3.1.4. CABLE ............................................................................................................................... .................................................................................................................................. ... 10 3.3.1.5. SISTEMA DE POLEAS .................................................................. ...................................................................................................... .................................... 11 3.4. SISTEMA DE CIRCULACIÓN ................................................................................................. ................................................................................................. 12 3.4.1. CICLO DEL LODO ................................................................................................................. ................................................................................................................. 14 3.4.2. COMPONENTES O EQUIPOS Y ACCESORIOS DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN  ..................................................................................................................................... .............................................................................................................................................................. ......................... 15

3.4.2.1. DEPÓSITOS DE QUÍMICA ................................................................................................15 3.4.2.3. TANQUES AUXILIARES ................................................................................................... ................................................................................................... 16 3.4.2.4. TANQUE DE MEZCLA .......................................................................................................16 3.4.2.5. TANQUE DE RESERVA .................................................................................................... .................................................................................................... 16 3.4.2.6. TANQUES DE ASENTAMIENTO O SEDIMENTACIÓN .............................................. 17 3.4.2.6.1. TANQUES INTERMEDIOS ............................................................................................ ............................................................................................ 17 3.4.2.6.2. TANQUES DE SUCCIÓN ............................................................................................... ............................................................................................... 17 3.4.2.7. EMBUDO DE MEZCLA ...................................................................................................... ...................................................................................................... 17 ........................................................................................................ 17 3.4.2.8. BOMBAS DE LODOS ........................................................................................................ ............................................................................................................ 18 3.4.2.8.1. BOMBA DÚPLEX ............................................................................................................

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3.4.2.8.2. BOMBA TRIPLEX ............................................................................................................19 3.4.2.9. CONEXION CONEXIONES ES SUPERFICIA SUPERFICIALES LES .................................................................................... .................................................................................... 19 3.4.2.9.1. LÍNEAS HORIZONTALES.......................................................... .............................................................................................. .................................... 19 ............................................................................................................ 20 3.4.2.9.2. TUBO VERTICAL ............................................................................................................

3.4.2.9.3. UNIÓN O POLEA GIRATORIA ..................................................................................... ..................................................................................... 21 3.4.2.9.4. MANGUERA DE CUADRANTE O DE LODO .............................................................21 3.4.2.9.5. CUADRANTE ................................................................................................................... ................................................................................................................... 22 3.4.2.10. LA SARTA DE PERFORACIÓN .................................................................................... .................................................................................... 23 3.4.2.10.1. TUBERÍA DE PERFORACIÓN .................................................................................... ................................................................................... 23 3.4.2.10.2. PORTAMECHAS O LASTRABARRENA .................................................................. 23 3.4.2.10.3. MECHAS ......................................................................................................................... ......................................................................................................................... 23 .................................................................................................. 24 3.4.2.11. ESPACIOS ANULARES ..................................................................................................

3.4.2.12. LÍNEA DE RETORNO .................................................................. ...................................................................................................... .................................... 24 3.4.2.13. EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS ......................................................................... ......................................................................... 25 3.4.2.13.1. ZARANDA .......................................................................................................................26 3.4.2.13.2. TRAMPAS DE ARENAS O ASENTAMIENTO ......................................................... 26 3.4.2.13.3. DESARENADORES ...................................................................................................... ...................................................................................................... 26 3.4.2.13.4. DESLIMAD DESLIMADORES ORES .......................................................................................................... .......................................................................................................... 27 3.4.2.13.5. CENTRIFUGA DE DECANTACIÓN ........................................................................... ........................................................................... 27 3.4.2.13.6. HIDROCICLONES ......................................................................................................... ......................................................................................................... 27 3.4.2.13.7. DESGASIFICADOR ...................................................................................................... ...................................................................................................... 28 3.5. SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONESO SISTEMA DE SEGURIDAD .......... 28 3.5.1. CONJUNTO DE BOPS .......................................................................................................... .......................................................................................................... 29 3.5.2. CERRANDO EL POZO ..........................................................................................................30 3.5.2.1. VÁLVULA PREVENTORA ANULAR .............................................................................. .............................................................................. 30 3.5.2.1. VÁLVULAS ‘RAM’ .............................................................................................................. .............................................................................................................. 31 3.5.2.2. VÁLVULAS ‘RAM’ PARA TUBERÍA O REVESTIMIENTO. ........................................ 31

3.5.3. CERRANDO LAS PREVENTORAS ....................................................................................32 3.5.3.1. ACUMULADORES ..............................................................................................................32 3.5.3.2. PANEL DE CONTROL ................................................................... ....................................................................................................... .................................... 33 3.5.3.3. DISTRIBUCIÓN DE LOS RAMS EN LA BOP............................................................. ............................................................... ... 34 3.5.3.4. LÍNEAS PARA MATAR EL POZO (KILL LINES) ......................................................... 35 3.5.3.5. EL DIVERTER ........................................................................................................... ..................................................................................................................... ........... 35 3.5.4. PREVENTORES INTERIORES DE REVENTÓN .............................................................. 36 ................................................................................................................ 37 3.5.4.1. BOP ROTANTES ................................................................................................................ ............................................................................................................................. 37 4. BIBLIOGRAFIA BIBLIOGRAFIA .............................................................................................................................

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II   II

 

 

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5. ANEXOS ......................................................................................................................................... ......................................................................................................................................... 39

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III  III 

 

 

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1. INTRODUCCION Una plataforma petrolera es la base que se monta alrededor del pozo, para poder extraer el petróleo. Puede ser terrestre o marina, según adonde este ubicado dicho pozo. Allí cuentan con todos los elementos necesarios para la mejor extracción de petróleo. Una plataforma petrolera está compuesta por un conjunto de sistemas que junto con cada uno de sus componentes hacen posible la extracción de hidrocarburos para luego ser este refinado y comercializado. Las instalaciones de las plataformas petrolíferas son sumamente complejas y robustas para poder soportar las peores condiciones climatológicas.  Al elaborar elaborar la maqueta y el presente informe se pretende demostrar los conocimientos adquiridos durante el presente semestre.

2. OBJETIVO GENERAL

Describir los sistemas que conforman una plataforma de perforación.

2.1. OBJETIVO ESPECIFICOS   Describir la funció función nd de ec cada ada c componente omponente de llos os div diversos ersos sistemas.



  Defender la el trab trabajo ajo c con on los conocimientos adquiridos durante el s semestre. emestre.



3. MARCO TEORICO 3.1. SISTEMAS DE PERFORACIÓN DE POZOS Los 5 Sistemas más importantes en un Equipo son:

3.1. SISTEMA DE POTENCIA  POTENCIA  Se subdivide en dos partes:

3.1.1. GENERACIÓN DE POTENCIA La forma más común es el uso de Motores de Combustión Interna. Estos motores son normalmente alimentados por combustible diésel Su número depende del tamaño del equipo al que van a suministrar la potencia Muchos equipos modernos tienen 8 Motores de Combustión Interna o más.

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3.1.2. TRANSMISIÓN DE POTENCIA  POTENCIA  • Transmisión eléctrica

La mayoría de los equipos en la actualidad utilizan esta forma de transmisión de potencia. Los Generadores producen la electricidad que se transmite a los Motores Eléctricos a través de cables de conducción eléctrica • Transmisión Mecánica  No es muy utilizada hoy día, aunque todavía se emplea en algunos equipos viejos Consiste de una serie de correas, cadenas, poleas, piñones dentados y engranajes Se denomina también Sistema de Transmisión Compuesta.

3.2. SISTEMA DE ROTACIÓN El sistema rotatorio es el encargado de proporcionar la acción de rotación a la barrena para que realice la acción de perforar. En la actualidad existen tres formas de aplicar rotación a la barrena:   El Sistema Rotatorio Convencional



  El Sistema Top Drive



  Motores De Fondo



El sistema rotatorio convencional. - Este sistema es superficial y transmite la rotación a la tubería de perforación y está a su vez a la barrena. Este sistema está compuesto por:   Mesa rotaria (rotaria)



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  Buje maestro (buje)



  Bushing kelly (bushing)



  Kelly (flecha)



  Unión giratoria (swivel)



3.2.1. MESA ROTARIA  ROTARIA  La función principal es proporcionar el movimiento giratorio, que en conjunto con los bujes es transmitido a la flecha, al swivel y a la sarta de perforación.

3.2.2. Flecha o kelly Es un elemento de acero de forma cuadrada y hexagonal que se instala en la parte superior de la tubería de perforación, en ella se instalan válvulas de seguridad en ambos extremos para el control de flujos del pozo. Las flechas estándar miden 12.20 m (40 pies) Es el elemento encargado de transmitir la rotación hacia la tubería de perforación, lastrabarrenas y la barrena. En la parte superior de la flecha se conecta la unión giratoria.

3.2.3. UNIÓN GIRATORIA Este elemento esta sostenido por la polea viajero (block) y se instala en la parte superior de la flecha. Tiene tres funciones básicas:

 Soportar el peso de la flecha y



sus accesorios. 

  Permite que la flecha gire.



  Conecta el siste sistema ma d de e circulación con el sis sistema tema de ro rotación. tación.



  Provee un sello hermético permitiendo el b bombeo ombeo del lodo.

3.2.4. EL SISTEMA TOP DRIVE Este sistema también es superficial y transmite la rotación a la tubería de perforación y está a su vez a la barrena. Este sistema está compuesto por: 

  Unión giratoria



  Motor eléctrico



  Sistema de frenado



  Control de torque



  Control remoto para el gancho

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

  Válvula de control



  Elevador

 Al ser un elemento de reciente innovación, su uti utilización lización es muy costosa, razón r azón por la cual únicamente se utiliza en: 

  Pozos altamente desviados   Pozos horizontales

 

Pozos multilaterales

 

Perforación bajo balance

Ventajas del uso de un TOP DRIVE: 

  Elimina d dos os te tercios rcios de las c conexiones onexiones al p perforar erforar c con on ling lingadas adas triples.



  Mantiene la orientación direccional en interv intervalos alos de 27 a 29 m, reduce el tiempo de supervisión y mejora el control direccional.



  Toma núcleos en intervalos de 27 a 29 m.



  Mejora la eficiencia de la perforación bajo balance.



  Se puede circular y rotar la sarta durante los viajes.



  Ayuda en la prevención de pegaduras.



  Mejora la seguridad en el manejo de la tubería.

Desventajas en el uso del TOP DRIVE 

  Altos costos de mantenimiento

3.2.5. EL SISTEMA MOTOR DE FONDO Este sistema es sub superficial, ya que se instala inmediatamente arriba de la barrena y la acción de rotar es generada por el fluido de perforación:

Sistema de transmisión de la rotación. - El sistema de transmisión de la rotación de la superficie a la barrena se realiza mediante la sarta de perforación. La sarta de perforación está compuesta por: 1. Tubería de perforación (TP). - Es la tubería que se instala inmediatamente arriba de la lastrabarrenas o tubería pesada.

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2. Tubería pesada (heavy walled). -  Esta tubería se instala inmediatamente debajo de la tubería de perforación. Estos pueden ser lisos y helicoidal (ranurado) ayudando este último a evitar pegaduras. 3. Lastra barrenas (Drill Collar). -  Es la tubería que se instala arriba de la barrena. Son muy pesados y son los que proporcionan el peso a la barrena para perforar, el rango de diámetro de esta herramienta es de 3 a 12 pulg, su longitud promedio es de 9.5 m. Al igual que la tubería pesada, existen lastra barrenas liso y en espiral. 4. Sustitutos. - Son utilizados para unir tubería con diferente rosca 5. Estabilizadores. - Son instalados entre la lastrabarrenas como protección de los mismos y mantienen la dirección de la barrena, algunos son equipados con elementos de corte (carburo de tungsteno).

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3.3. SISTEMA DE IZAJE El sistema de izaje es un componente vital de un equipo de perforación. Este sistema suministra un medio por el cual se da movimiento vertical a la tubería que está dentro del pozo; esto es, bajar y sacar la sarta de perforación y la T.R. Los principales componentes de este sistema son:   Mástil y subestructura.



  El malacate.



  La corona y la polea viajera (sistema de poleas).



  El cable de perforación.



  Equipo auxiliar tal como elevadores, gancho, etc.



3.3.1. COMPONENTES DEL SISTEMA DE IZAJE Elementos de Perforación Componentes del sistema izaje.

3.3.1.1. MÁSTIL Las torres convencionales son unas pirámides de cuatro lados construidas en acero estructural y pueden ser portátiles o fijas. f ijas. Las fijas están en desuso y las portátiles se conocen como mástil. Evolución de las torres de perforación.

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Es una estructura de acero con capacidad para soportar todas las cargas verticales, cargas excedentes y el empuje por la acción del viento. La longitud de estos varía de 24 a 57 m y soportan cargas estáticas de 125 a 1,500 tons. Consideraciones para el diseño del mástil: 1. El mástil debe soportar con seguridad todas las cargas (jalón) y cargas que excedan la capacidad del cable. 2. Deberá soportar el empuje máximo por la velocidad del viento. 3. La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada para el buen manejo de la tubería (lingadas).

3.3.1.2. SUBESTRUCTURA Subestructura. La subestructura se construye de acero estructural y las cargas que debe soportar son superiores a las que soporta el mástil, ya que además de soportar al mástil con su carga, soporta al malacate, a la mesa rotaria, el piso de trabajo y debe tener una altura suficiente para permitir la instalación del conjunto de preventores y la línea de flote.

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3.3.1.3. MALACATE Es el elemento que utiliza la energía del sistema de potencia para aplicarle una fuerza al cable de perforación. Está provisto de un sistema de frenos para controlar las altas alt as cargas y un sistema de enfriamiento para disipar el calor generado por la fricción en las balatas. El tambor del malacate tiene un ranurado (lebus) para acomodar el cable de perforación

Componentes: 1. Tambor principal. -  Es el que transmite la fuerza al cable de perforación y realiza la acción de subir o bajar la polea viajera. 2. Cabrestante. - 

Son tambores colocados a ambos Tambor elevador

Cabrestante Embrague 3. Cabrestante. -  Son tambores colocados a ambos lados del malacate y son usados para realizar operaciones rutinarias. 4. Frenos. -  Son unidades importantes ya que de ellos depende parar el movimiento. El freno principal de un malacate es mecánico del tipo de fricción f ricción (tambor o disco). Para reducir el calor generado por los frenos de fricción se utilizan frenos auxiliares que ejecutan una gran parte de la acción de frenar. 5. Embrague. - Se usa para acoplar mecánicamente el tambor elevador con la fuerza transmitida.

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Sistemas auxiliares de frenado. Los equipos mecánicos utilizan un freno auxiliar del tipo hidromático, el cual trabaja impulsando agua en dirección opuesta a la rotación del tambor principal. Los equipos eléctricos usan un freno auxiliar del tipo electromagnético en el cual se generan dos campos magnéticos opuestos cuya magnitud depende de la velocidad de rotación. El sistema de frenos de fricción f ricción del carrete del malacate es importante para la correcta operación. Sus requerimientos generales son:   Seguridad y confiabilidad



  Efectividad



  Facilidad de mantenimiento



La seguridad y la confiabilidad, se obtiene con diseños cuidadosos. Para que un sistema de frenado sea efectivo debe tener las siguientes características: Para que un sistema de frenado sea efectivo debe tener las siguientes características:   Debe reducir la fuerz fuerza aq que ue deb debe es ser er a aplicada plicada para o operar perar el freno.



  Debe relev relevarse arse así mismo conforme el carrete empieza a girar en la dirección de



levantamiento. La fuerza de frenado del malacate proporciona una ventaja mecánica muy alta, permitiendo que el frenado, aún para grandes cargas, se realice con una fuerza manual razonable aplicada sobre la palanca de operación del freno. Se dice que un sistema de frenado está bien calibrado, cuando el peso de la polea viajera es sostenido únicamente con el peso de la palanca. Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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Dimensiones del tambor elevador Como la clasificación del malacate y el diámetro del cable de perforación están relacionados, el diámetro del tambor elevador debe aumentar con la capacidad del equipo. El uso de un tambor de menor m enor capacidad de la requerida causaría esfuerzos máximos en el cable, dañándolo y acortando su vida útil. El diámetro mínimo del tambor debe ser de 24 veces mayor que el diámetro del cable. La longitud del carrete deberá estar en función a una lingada de tubería, de tal manera que se maneje sin que la línea enrollada en el carrete, sea mayor de tres camas. Si existen más de tres camas ocurrirá una abrasión sobre el cable.

3.3.1.4. CABLE El cable de perforación une al malacate con el ancla del cable y está guarnido a través de la corona y la polea viajera con objeto de darle movimientos verticales a esta

El cable está formado por torones y un alma, varios torones se tuercen alrededor de un alma para formar el cable.

La trama de un cable describe la dirección en la que los alambres y los torones están envueltos uno del otro. Es el tipo de construcción del cable. El trabajo principal que desarrolla un cable es: Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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  Durante la perforación.



  Viajes para cambio de barrena.



  Introducción de tuberías de revestimiento.



  Operaciones diversas (pesca, núcleos, etc.)



La resistencia de un cable depende de: su construcción, la resistencia del material y de su diámetro. Dependiendo de su construcción los cables se clasifican en: El cable más utilizado en la industria petrolera tiene una clasificación 6 x 19 SEALE con centro de cable independiente. El número 6, se refiere al número de torones que rodean al alma de cada acero independiente; el número 19, indica que cada torón tiene 19 alambres. El API clasifica los cables como se indica a continuación: De acero ranurado extra mejorado (EIPS) De acero ranurado mejorado (IPS) De acero ranurado (PS) De acero ranurado suave (MPS).

3.3.1.5. SISTEMA DE POLEAS El sistema de poleas es el que une mediante el cable de perforación al malacate con la tubería de perforación o revestimiento y proporciona un medio mecánico para bajar o levantar dichas tuberías. El sistema de poleas se compone de: la corona y la polea viajera. La corona es una serie de poleas fijas colocadas en la parte superior del mástil.

La polea viajera, como su nombre lo indica, es de libre movilidad. También se le conoce como: Block y Gancho.

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3.4. SISTEMA DE CIRCULACIÓN Es el eje principal pr incipal en el proceso de perforación. La función principal del sistema de circulación, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante el proceso de perforación. El sistema de circulación sirve de apoyo vital al sistema rotatorio durante las operaciones de perforación y de reacondicionamiento. El sistema de circulación y sus elementos abarcan la mayor parte física del taladro y de igual manera las cuadrillas dedican gran parte del tiempo a este sistema. El sistema de circulación tiene equipos, materiales y áreas de trabajo necesarias para la preparación, el mantenimiento y la verificación de las características de la perforación y el lodo a emplearse. En este sistema se trabaja con altas presiones, ya que consiste en la circulación de lodo químico a alta presión, cuyo objetivo es "Lubricar", "Refrigerar" y "Transportar" los escombros removidos por la mecha a su paso dentro del terreno. Es de vital importancia ya que sin este sistema el taladro no lograría penetrar ni siquiera 5 metros en el suelo, pues la fricción fuese tremenda y por consiguiente también la temperatura aumentaría y se fundiría f undiría la mecha. El sistema está compuesto por equipos y accesorios, todos de forma f orma y características diferentes, los cuales movilizan el lodo de perforación a través del sistema de circulación, por lo que permiten preparar el lodo, almacenarlo y bombearlo, hacia el pozo, estableciendo un circuito cerrado de circulación con retorno a los tanques, desde donde fue succionado por las bombas de lodo.

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Los equipos y accesorios que componen el sistema son: - Tanque - Bomba - Línea horizontal - Línea o tubo vertical - Manguera de circulación - Polea o unión giratoria - Cuadrante (Kelly) - Tubería o sarta de perforación - Lastrabarrena (Porta mecha) - Barrena o mecha - Línea de retorno - Equipo separadores de sólidos o control de sólidos Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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3.4.1. CICLO DEL LODO El fluido es circulado en un circuito cerrado durante el proceso de perforación. Para comenzar la circulación se debe seleccionar un punto de partida y generalmente se parte de la bomba. El lodo contenido en el tanque de succión situado a un extremo del tanque activo es succionado por la bomba que sería el punto de partida. Después que el lodo sale de las bombas a alta presión, este fluido viaja a través de los equipos y accesorios ya mencionados. Luego de estar en la bomba es expulsado a gran presión a través del sistema con el siguiente recorrido: Circula por líneas horizontales de la bomba a la base del pozo. Luego por líneas verticales o tubo vertical de la base del pozo hasta más o menos la mitad de la torre. Llegando hasta la manguera de lodo o circulación que sirve de conexión entre el tubo vertical y la unión giratoria o polea giratoria. De allí el fluido llega al cuadrante o Kelly y a la sarta de perforación perf oración o tubería de perforación, hasta salir por las boquillas de la mecha para posteriormente subir por los distintos espacios anulares (anular hoyolastrabarrena o porta mecha, anular hoyo-tubería de perforación o sarta, anular revestimiento- tubería de perforación o sarta); sarta ); llegando hasta el conjunto de válvulas impide reventones. Después mediante la línea de retorno es dirigido nuevamente al tanque activo en el extremo del tanque de succión, pasando por los quipos separadores de sólidos (zaranda, tanque de sedimentación o trampa de arena, tal vez hidrociclones, desarenadores, deslimadores, centrifugas y desgasificadores), todo antes de ser expulsado nuevamente por las bombas y bombeado de nuevo al pozo. Reiniciando así el ciclo de circulación del lodo.

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3.4.2. COMPONENTES O EQUIPOS Y ACCESORIOS DEL SISTEMA DE CIRCULACIÓN 3.4.2.1. DEPÓSITOS DE QUÍMICA Es el sitio donde se almacenan los productos químicos y aditivos necesarios (viscosificante, densificantes, adelgazantes, materiales de control de filtrado, emulsificantes).

3.4.2.2. TANQUES DE LODOS  Están conjugados con el equipo de control de sólidos ya que en ellos se prepara o acondiciona el lodo proveniente del pozo para ser nuevamente succionado por las bombas y expulsado por la misma al sistema de circulación.

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3.4.2.3. TANQUES AUXILIARES Son tanques complementarios y pueden subdividirse en: tanque de mezcla, depósitos de agua y tanques de reservas.

3.4.2.4. TANQUE DE MEZCLA En este tanque se pueden preparar fluidos con características definidas ya que cuentan con equipos de mezclas independientes del sistema de los tanques activos como por ejemplo agitadores, los cuales se encargan de batir el lodo.

3.4.2.5. TANQUE DE RESERVA Se usa para mantener cualquier fluido ya preparado pr eparado y listo para ser usado. En pozos exploratorios, se mantiene en reserva un lodo con densidad de 0.5 lbs/gal mayor que la densidad del lodo en uso.  

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3.4.2.6. TANQUES DE ASENTAMIENTO O SEDIMENTACIÓN También se le conoce como trampa de arena. Es el tanque donde se recibe el retorno del pozo. Aquí se instalan los equipos separadores de sólidos primarios (zarandas), para descartar los cortes de tamaño mayor a 74 µ (micrones). (mi crones). La arena se asienta en el mismo por gravedad

3.4.2.6.1. TANQUES INTERMEDIOS Es el tanque donde se instala el resto de los equipos separadores de sólidos (desarenadores, deslimadores y centrifugas), elimina partículas y sólidos indeseables y siempre contendrá partículas finas de la formación que no se pueden eliminar por su tamaño entre 4 y 74 µ.  

3.4.2.6.2. TANQUES DE SUCCIÓN Es el tanque desde donde el fluido, casi libre de sólidos, es succionado por las bombas de lodos. En el que se instalan los equipos de mezcla.

3.4.2.7. EMBUDO DE MEZCLA Equipo utilizado para agregar al lodo  los aditivos en forma rápida.  

3.4.2.8. BOMBAS DE LODOS  LODOS  Son las encargadas de hacer cumplir el ciclo de circulación del lodo, desde que lo succionan del tanque respectivo, hasta que el fluido retorna al extremo opuesto del tanque de succión, después de pasar por el interior de las tuberías y los espacios anulares respectivos. Estas bombas toman el lodo de los tanques y lo impulsan hasta la sarta de perforación. Cada equipo de perforación debe tener como mínimo tres bombas para Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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el fluido de perforación; dos deben estar conectadas de tal manera que puedan operar solas, en paralelo y una tercera como auxiliar. Tienen mucha potencia y son capaces de mover grandes volúmenes de fluidos a presiones altísimas. Existen varios tipos de bomba; entre ellas: Dúplex, triplex y centrífugas, la diferencia entre ellas es el número de pistones.

3.4.2.8.1. BOMBA DÚPLEX Son bombas de doble acción, es decir, desplazan fluidos en las dos carreras del ciclo de cada pistón mediante válvulas y descargas en ambos lados de la Camisa. Cuando el pistón se desplaza en su carrera de enfrente, al mismo tiempo succiona por la parte posterior y viceversa. 

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3.4.2.8.2. BOMBA TRIPLEX Son bombas de acción sencilla, es decir, el pistón desplaza fluido solamente en su carrera de enfrente y no succiona. Debido a esto, las bombas triples necesitan mantener las camisas llenas de fluido y esto se logra a través de bombas centrífugas. La bomba más emplea es el dúplex ya que son de doble acción y por manejar caudales variados y su alto rendimiento.  

Factor de embolada

Es el desplazamiento de las bombas de lodo por cada embolada. Una embolada es un ciclo del pistón, es decir, el movimiento recíproco que realiza un pistón en el interior de la camisa, desde el punto muerto m uerto inferior hasta el punto muerto superior y regresando al punto muerto inferior. El factor de emboladas se expresa en barriles por embolada (bls/emb) o galones por emboladas (gal/emb) o sus recíprocos (emb/bl, emb/gal).  

3.4.2.9. CONEXIONES SUPERFICIALES Se le da el nombre de conexiones superficiales al conjunto formado por líneas horizontales, el tubo vertical, la manguera de lodo, la unión giratoria y el cuadrante.

3.4.2.9.1. LÍNEAS HORIZONTALES Son las tuberías que se encuentran en el piso o base de la torre, es decir son las tuberías que salen de la descarga de las bombas y llegan al tubo t ubo vertical.

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3.4.2.9.2. TUBO VERTICAL Es un tubo o tubería que se extiende hasta media altura del mástil o torre, t orre, y permiten que el lodo de perforación llegue a las mangueras de perforación o mangueras rotativas también conocidas como manguera del cuadrante. Está ubicado a una de las patas de la torre y conecta la línea de descarga de las bombas de lodo con la manguera de lodo, la cual se conecta con la unión giratoria y permite el paso del lodo a través de la misma. Tanto la manguera del lodo como la unión giratoria se pueden mover verticalmente hacia arriba o hacia abajo cuando así se requiera.

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3.4.2.9.3. UNIÓN O POLEA GIRATORIA Se encuentra colgando del gancho, muy cerca del bloque viajero. Está conectado a la parte superior de la válvula del cuadrante, soportando todo el peso de la sarta mientras se está rotando. Está ubicada en la parte superior de la sarta y permite que el cuadrante y la sarta roten libremente durante las operaciones de perforación. Proporciona una conexión para la manguera rotatoria y separa a través de ella una vía para que el lodo fluya hacia la parte superior de la unión y de allí a la sarta de perforación. Forma parte tanto del sistema de circulación como del rotatorio. También conocidas como manguera del cuadrante.

3.4.2.9.4. MANGUERA DE CUADRANTE O DE LODO Está fabricada con goma especial extrafuerte, reforzada y flexible. Se utiliza para conectar

el

extremo

superior

del

tubo

vertical

a

la

unión

giratoria.

Estas son fuertes y flexibles fl exibles y se mueven hacia arribas y hacia abajo con los equipos elevadores libremente.

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3.4.2.9.5. CUADRANTE Tubo de acero pesado, hueco, suspendido en su extremo superior de la unión giratoria; pasa a través del hueco de la mesa rotatoria y está conectado a la sarta de perforación.  Al igual que la unión giratoria es compo componente nente de los sistema de circu circulación lación y rotatorio. Es un tramo de la tubería de forma cuadrada hexagonal o triangular, generalmente de 40 a 50 pies de largo, cuyo objetivo es transmitir el movimiento de rotación de la mesa rotatoria a la sarta de perforación.  A medida que el buje maestro de la mesa rrotatoria otatoria gira, este hace girar el buje del cuadrante; como la tubería de perforación está conectada a la base del cuadrante, está también tiene que girar.

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3.4.2.10. LA SARTA DE PERFORACIÓN La sarta de perforación es una columna de tubos de acero, de fabricación y especificaciones especiales, especiales, en cuyo extremo inf inferior erior va enroscada la sarta de lastra barrena y en el extremo de ésta está enroscada la barrena, pieza también de fabricación y especificaciones especiales, que corta los estratos geológicos para hacer el hoyo que llegará al yacimiento petrolífero. Está compuesta de tubería de perforación y una tubería especial de paredes gruesas llamada Portamechas o Lastrabarrenas. El lodo circula a través de la portamechas al igual que a través de la tubería de perforación. Transmite la potencia rotatoria a la mecha para poder perforar.

3.4.2.10.1. TUBERÍA DE PERFORACIÓN Constituye la mayor parte de la sarta de perforación, esta soportada en la parte superior por el cuadrante, el cual le transmite la rotación a través de la mesa rotatoria. Un tubo de perforación mide aproximadamente 30 píes, cada tubo tiene dos roscas, una interna denominada caja y otra externa conocida como espiga o pin. Cuando se conecta un tubo a otro, la espiga se inserta en la caja y la conexión se enrosca. La tubería de perforación puede sufrir fallas originadas por corrosión, la cual comienza generalmente en el interior de la tubería.

3.4.2.10.2. PORTAMECHAS O LASTRABARRENA Son cuerpos de acero más pesados que la tubería de perforación y se utilizan en la parte más profunda del hoyo para darle peso a la mecha y permitir que ésta avance y se perfore un hoyo lo más vertical posible.

3.4.2.10.3. MECHAS En perforación se requieren mechas capaces de perforar con la mayor rapidez posible, o sea, que se obtengan altas tasas de penetración.

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3.4.2.11. ESPACIOS ANULARES Son los diferentes espacios que hay entre el hoyo perforado y la pared interna del revestidor y la sarta de perforación, desde el fondo hasta el cabezal del pozo.

3.4.2.12. LÍNEA DE RETORNO Es el conducto o tubería que va desde la boca del pozo donde llega el lodo con los ripios y gases hasta los equipos de control de sólidos.

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3.4.2.13. EQUIPO DE CONTROL DE SÓLIDOS Son los equipos encargados de limpiar y acondicionar el fluido de perforación, antes de ser inyectado nuevamente al pozo. La ubicación ideal para los equipos separadores de sólidos, en función del orden de su secuencia de operación es: la zaranda, trampa de arena, los desarenadores, los deslimadores y las centrifugas. El volumen y tipo de sólidos que se encuentren en el lodo de perforación afecta directamente las propiedades del mismo, la hidráulica, la rata de penetración, la estabilidad del hoyo y el costo total del pozo. De allí la importancia del control de sólidos en los lodos. El buen funcionamiento del fluido depende del control diario de sus características. El control de sólidos es la función más importante del tratamiento del lodo. Es una tarea difícil pero necesaria para prolongar la vida útil de la barrena, prolongar la vida útil de las bombas de lodo.

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3.4.2.13.1. ZARANDA Es el primer equipo que interviene en el proceso de eliminación de sólidos. Maneja lodos de cualquier peso. El lodo cargado de sólidos llega al vibrador; el cual retiene r etiene a los sólidos grandes con su malla y deja caer el líquido y sólidos más pequeños al fondo. Es el principal equipo de control de sólidos que remueve partículas de gran tamaño. Procesa todo tipo de lodo, con o sin peso, y de su eficiencia depende del funcionamiento del resto de los equipos. Su función principal es la remoción de los ripios o desechos de formación de tamaño considerable que retoman a la superficie arrastrada por el lodo de perforación. Se clasifican en dos grupos.

3.4.2.13.2. TRAMPAS DE ARENAS O ASENTAMIENTO Sirve de asentamiento a las partículas sólidas por efecto de la gravedad luego de pasar a través de las mallas instaladas.

3.4.2.13.3. DESARENADORES Está diseñado para manejar grandes volúmenes de fluidos fl uidos y remover sólidos livianos que han pasado por la malla de la zaranda. Es usado para remover arena con algo de limo, es decir, partículas mayores de 74 micrones. Debe ser puesto en operación al comienzo de la primera fase de la perforación de un pozo y preferiblemente en el hoyo superficial ya que, en el aumento, en el porcentaje de sólidos en esta fase es muy rápido, esto debido a las elevadas tasas de perforación y circulación.

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3.4.2.13.4. DESLIMADORES Remueve sólidos que no retiene el desarenador. Opera un rango menor a 20 micrones (tamaño del ripio) los conos son por lo general de 4 pulgadas de diámetros y debe ser puesto en operación al comenzar la operación y que de esta manera se presión de 30-40 LPCA. Esta capacidad para mover hasta un 150% del caudal de circulación descarta un alto porcentaje de sólidos indeseables. El deslimador está diseñado para operar con una.  

3.4.2.13.5. CENTRIFUGA DE DECANTACIÓN Remueve sólidos más pequeños (3.5 micrones). Elimina además de sólidos, parte de la fase liquida del lodo que contiene material químico en solución, tales como lignosulfonato, soda caustica, entre otros. Es un equipo diseñado para separar los componentes de un líquido según la densidad, la centrifuga funciona incrementando la fuerza gravitacional sobre un sistema para acelerar el proceso de sedimentación de los sólidos suspendidos en el fluido permitiendo separar partículas mayores de 2 micrones de diámetros.  

3.4.2.13.6. HIDROCICLONES Mecanismo que separa sólidos de distintos tamaños, por asentamiento de partículas. part ículas.

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El lodo pasa tangencialmente por la parte del cono o ciclón, simultáneamente se propicia una fuerza centrífuga que obliga las partículas a orientarse hacia la pared del cono. Las partículas grandes y pesadas precipitan y son eliminadas por el fondo del cono. El lodo restante se desborda por arriba y sale por la abertura del vértice.

3.4.2.13.7. DESGASIFICADOR Mecanismo que se encarga de retirarle gas al lodo a fin d propiciarle la densidad debida al lodo, evitar arremetidas y para facilitar bombeos efectivos de lodo y no de lodo con gas.

3.5. SISTEMA DE PREVENCIÓN DE REVENTONESO SISTEMA DE SEGURIDAD Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo. Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación f ormación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.

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Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo f lujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.

3.5.1. CONJUNTO DE BOPS Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers)  –  –BOPs-, BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares (spools) directamente conectado a la cabeza del pozo. El conjunto de BOPs debe poder:   Cerrar la cabez cabeza a del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la

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superficie y exista el riesgo de una explosión.  

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Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.



  Habilitar que pu pueda eda ser b bombeado ombeado fluido de per perforación foración hacia e ell pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).

  Permitir movimiento de la sarta.

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  El tamaño y distribuc distribución ión de la BOP será d determinado eterminado por los riesgos prev previstos, istos, por

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la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:   Debe hab haber er suficiente revestimiento en el poz pozo o que dé un anclaje firme a la BOP.

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  Debe s ser er posibl posible e cerra cerrarr el pozo completamente, haya o no tubería d dentro entro de él.

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  Cerrar el pozo debe s ser er un procedimiento simple y rápido, fácilme fácilmente nte realizab realizable le y comprensible por el personal de perforación.

  Deben ex existir istir líneas c controlables ontrolables a trav través és de la las s cuales la presión pueda s ser er

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aliviada en forma segura.   Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a

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través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo. Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro, pero pueda volver y reentrar al pozo después. Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta es cualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP: Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto  Americano del Petróleo (American Petroleum Institute) (API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.

3.5.2. CERRANDO EL POZO Esto se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo queden cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.

3.5.2.1. VÁLVULA PREVENTORA ANULAR Esta es un sello reforzado de caucho o empaque em paque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así se podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drill collars. Sin embargo, esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drill collars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado. Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras mi entras se está controlando el pozo

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 Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería, pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada. 3.5.2.1. VÁLVULAS ‘RAM’  

Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto. (Shear/blind rams). 3.5.2.2. VÁLVULAS ‘RAM’ PARA TUBERÍA O REVESTIMIENTO.  

 Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros. Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.

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3.5.3. CERRANDO LAS PREVENTORAS Las preventoras se cierran hidráulicamente con fluido a presión. Si la BOP es accesible, como en taladros en tierra, los RAMs pueden también ser cerrados manualmente. Los componentes básicos de un sistema de preventoras son:  

Bombas que suministren fluido a presión.

 

Un sistema de energía para mover dichas bombas.

 

Un fluido hidráulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras.

 

Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido.

 

Un sistema de presión para cuando las fuentes de energía normales fallen.

 

Fuentes de energía de respaldo.

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Debe haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a las preventoras. Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerir diferentes presiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido para abrir y cerrar según el tamaño de cada válvula.

3.5.3.1. ACUMULADORES Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre sí con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidráulico, por medio de bombas eléctricas, el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Para asegurar la operación de la válvula preventora se disponen de varias fuentes de fluido a presión, para el caso de que alguna falle. Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo. La presión de operación de los acumuladores es típicamente de 1500 a 3000 psi. Se asume que la presión mínima de operación es de 1200 psi. Estas presiones determinarán la cantidad de fluido hidráulico que puede suministrar cada botella y así determinar el número de botellas necesario para operar la BOP.

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3.5.3.2. PANEL DE CONTROL  CONTROL  Normalmente debe haber más de un panel de control. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él, aún se pueda control el pozo en forma segura. El panel de control es operado por aire y normalmente dispondrá de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las del acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, válvulas para abrir o cerrar la línea de choke y de matar el pozo (kill line) y una válvula de control para ajustar la presión anular.

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3.5.3.3. DISTRIBUCIÓN DE LOS RAMS EN LA BOP. Generalmente, el preventor anular irá en la parte superior de la preventora. La mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar. Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarán entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubería en el hueco. Con el Blind RAM en la posición inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él, y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Si se presenta un reventón sin tubería t ubería en el pozo, podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubería de perforación no puede quedar suspendida en los RAMs y así matar el pozo por circulación a través de la sarta de perforación. Con los Blind RAM en la posición superior, los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. Esto minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por el movimiento de la sarta por moverla con los RAM Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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cerrados. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sería que el Blind RAM no se podría usar como ‘Válvula Maestra’ para permitir permit ir cambios o reparaciones por encima de ella.

3.5.3.4. LÍNEAS PARA MATAR EL POZO (KILL LINES)

La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs, de forma que cuando estas estén cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control. También permite una vía alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a través de la Kelly y la sarta de perforación (Kill Line). El Kill line estará conectado directamente a las bombas del pozo, pero generalmente hay también dispuesta una kill-line remota hacia fuera del taladro en caso de ser necesaria una bomba de presión aún más alta.  Aunque las preventoras preventoras pueden tener salidas laterales p para ara la conexió conexión n de las líneas de choke y de kill, generalmente se utilizan spools separados. Estos spools  son secciones de la BOP que crean espacio suficiente (el cual puede ser necesario para colgar tubería entre los rams) y tener sitio suficiente para conectar líneas de choke o de kill

3.5.3.5. EL DIVERTER El Diverter se emplea usualmente antes de haber instalado una BOP. Instalado directamente debajo de la campana y la línea de flujo, es un sistema de baja presión. Su propósito es dirigir cualquier flujo del pozo lejos del taladro y del personal, proporcionando un cierto nivel de protección antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda montarse una BOP. El diverter es un sistema diseñado para manejar solamente bajas presiones. Está diseñado para empacarse alrededor de la Kelly o de la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia afuera. Si así se intentara controlar el pozo el resultado sería el flujo incontrolado del pozo y el rompimiento de las formaciones alrededor del revestimiento

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o conductor ya instalados. El uso del diverter es esencial en la perforación costa afuera.

3.5.4. PREVENTORES INTERIORES DE REVENTÓN  REVENTÓN 

La prevención completa de reventones sólo se consigue cuando el anular y el conducto interior de la tubería de perforación están completamente cerrados. Las descripciones anteriores cubren el cerramiento del anular. Los Blind RAM sólo cierran pozos sin tubería y los Shear RAM cortan la tubería, más que cerrar el pozo Dentro del equipo de BOP hay elementos que pueden cerrar el conducto interior de la tubería de perforación. Son de dos tipos principales: 1. Válvulas manuales de cierre en la superficie. 2. Válvulas de flujo unidireccional automáticas ubicadas en la tubería t ubería de perforación. Válvula de seguridad en la Kelly: Está instalada en la sección inferior de la Kelly, Hay diferentes tamaños adecuados para cada tamaño de tubería. Kelly Cock: Está ubicada entre la swivel y la Kelly. Válvula de seguridad: Esta se instala manualmente cuando la tubería de perforación está sostenida en cuñas. Permite un cierre rápido si comienza a haber flujo durante un viaje y la Kelly está en el hueco del ratón.

Válvulas de en la tubería. Válvula para ‘dejar caer’: caer’: Esta puede ser situada en cualquier parte de la tubería donde se haya previamente puesto un sub adecuado para recibirla. Cuando se presenta el riesgo de un reventón, se bombea la válvula por la tubería hasta el sub, donde comienza a prestar su servicio continuamente. Debe ser instalada antes de Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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cortar la tubería, en forma que la tubería quede protegida contra flujo interior hacia arriba. Válvula flotante: Esta se posiciona directamente encima de la l a broca para evitar el fflujo lujo por dentro y hacia arriba en la tubería de perforación, y provee protección instantánea contra el flujo y la presión. Algunas son de válvulas de aletas que permiten precisar las presiones de cierre.

3.5.4.1. BOP ROTANTES También conocida como ‘Cabeza de control rotante’, la función de las BOP rotantes es la de un diverter, la cual es montada encima de una BOP normal. Simplemente la RBOP permite movimiento vertical a la vez que rotatorio de la tubería, mientras un sello de caucho rota con la sarta, permitiendo que el flujo sea contenido y adecuadamente dirigido. Este tipo de unidad tiene obvias ventajas para la perforación bajo balance, cuando se perfora a grandes presiones, o para una mayor seguridad en perforaciones normales. Mientras que las presiones de pozo estén siendo contenidas por el sello de caucho alrededor de la sarta, el flujo es dirigido por medio de un ensamblaje que consiste en una base de acero y un rodamiento. Este rodamiento permite que la parte interior rotar con la sarta y la parte exterior permanecer estacionaria. Los sellos son generalmente de dos tipos: 1. Un caucho en forma de cono el cual sella alrededor de la sarta. El diámetro interno es ligeramente menor que el diámetro externo del tubo en forma que el caucho se estira para proveer un sello exacto alrededor de la tubería. No se requiere presión hidráulica pues la presión la suministran las presiones internas del pozo actuando en el cono. Este sello es pues, auto-sellante, entre más presión haya, mejor será el sello. 2. Un sello que requiera presión hidráulica externa para inflar el caucho y efectuar el sellado. Habrá sello mientras la presión suministrada sea mayor que la presión proveniente del pozo.

4. BIBLIOGRAFIA VIDEO: 

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  https://www.youtube.com/watch?v=mCUx7G84ies  https://www.youtube.com/watch?v=mCUx7G84ies 

  https://www.youtube.com/watch?v=yqFjRAfc0dY  https://www.youtube.com/watch?v=yqFjRAfc0dY 

IMAGEN: Perforación petrolera I Ing. José Mejía Ramos

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https://es.wikipedia.org/wiki/Plataforma_petrol%C3%ADfera     https://es.wikipedia.org/wiki/Plataforma_petrol%C3%ADfera

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5. ANEXOS

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