Ejemplo: de un aparejo de una polea - III

Figura 13.7

Ejemplo: de un aparejo de una polea - II

En la figura 13.7 el sistema de elevación es diferente. El cable se encuentra enrollado alrededor de 3 poleas en la corona y 2 en la polea viajera (anclado a la pierna del mástil). Sin embargo, se requiere hacer el mismo trabajo. Es decir, levantar la tubería a 0.3 m en un segundo y conocer los caballos de fuerza (HP) necesarios para levantar dicho peso aplicando la misma fórmula.

HP = Fuerza x distancia/ (75 x tiempo)

La distancia que recorre el cable en el malacate para levantar a 0.3 m la carga en este sistema (4 líneas) será:

Distancia recorrida en el malacate
= número de líneas x distancia recorrida por la carga.
Distancia recorrida en el malacate
= 4 x 0.3 = 1,2 m
Fuerza del malacate
= Peso de la carga / núm. de línea del cable aplicando
Fuerza del malacate = 136,200 Kg. / 4 líneas
= 34,050 kg
Trabajo del malacate = Fuerza x Distancia
Trabajo = 34,050 Kg. x 1.2 m = 40,860 Kg.-m
Potencia = Trabajo / tiempo
Potencia = (40,860 Kg.-m) / 1 seg. = 40,860 kg-m/seg.
HP = (kg-m/seg.) / 75
HP = (40860) / 75 = 544.8
H.P requeridos =544.8

Ejemplo: de un aparejo de una polea - I

El peso (W) de la tubería que está dentro de un pozo es de 136,200 Kg y se eleva a 0.3 m. por lo tanto se realiza un trabajo que se expresa:
Trabajo =fuerza x distancia
Trabajo =136,200 x 0.3 = 40,860 Kg x m
Si la carga se levanta en un segundo, se tendrá una potencia que se expresa con la fórmula siguiente:
Potencia = trabajo/tiempo
Trabajo = 40860 kg x m
Potencia = 40860 kg x m/s
En el cálculo de los caballos de fuerza (HP) que son necesarios para
efectuar el trabajo anterior se desarrolla lo siguiente.
La unidad normal de potencia es el caballo de fuerza (HP)y se expresa en el sistema métrico como:
1 caballo fuerza (H.P) = 75 Kg x m/seg.
1 kg x m/seg = 1 H.P
75
H.P = (40860) / 75 = 544.8
H.P requeridos = 544.8

En este ejemplo (Fig.13.6), la distancia del recorrido del cable en el malacate es la misma que recorre la carga, dado que el enrollado del cable es directo.

Sistema de elevación

El factor más importante para el diseño es la SARTA DE TRABAJO.
Diseño de sistema de elevación.
El punto de partida en el diseño de un equipo de elevación debe ser el sistema de aparejo de poleas. La potencia en caballos de fuerza (H.P) requerida para levantar las sartas de trabajo se calcula con la siguiente fórmula.
H.P = Fuerza (F) x velocidad (v).
Si F en Kg y v en m/seg. y 1 H.P = 75 Kg x m/seg. = 4500 kg x m/min
Nota: La formula no incluye pérdidas por fricción; cuando éstas se toman en cuenta queda claro que las necesidades de potencia serán mucho mayores.
Sistema de aparejo de poleas.
Para reducir la fuerza requerida y sacar la tubería se utiliza el dispositivo mecánico: llamado sistema de aparejo de poleas (figura 13.6)

Transmisión de energía

Se tienen dos métodos comunes utilizados para transmitir la potencia hasta los componentes de la instalación: el mecánico y el eléctrico. 

En una instalación de transmisión mecánica, la energía se transmite desde los motores hasta el malacate, las bombas y otra maquinaria. Se hace a través de un ensamble de distribución que se compone de embragues, uniones, ruedas dentadas, poleas y ejes. 

En una instalación diesel eléctrica, los motores suministran energía a grandes generadores que a su vez producen electricidad que se transmite por cables hasta un dispositivo de distribución y de éste a los motores eléctricos que van conectados directamente al equipo: el malacate, las bombas de Iodo y la mesa rotaria. 

Una de las ventajas principales del sistema diesel - eléctrico sobre el sistema mecánico; es la eliminación de la transmisión de la central de distribución y la transmisión de cadenas, así como la necesidad de alinear la central de distribución con los motores y el malacate. Los motores se colocan lejos del piso de instalación, reduciendo así el ruido de los motores.

Sistema de energía - IV

Sistema de energía - III

3) Los equipos de perforación con sistema c.a. /c.d. (corriente alterna/corriente directa) están compuestos por generadores de c.a. y por rectificadores de corriente (alterna a directa) scr' s (silicon controlled rectifier). Obtienen una eficiencia de un 98%; cuya energía disponible se concentra en una barra común (PCR) y puede canalizarse parcial o totalmente a la maquinaria de perforación (rotaria, malacate y bombas) que se requiera. 

La ventaja de este sistema es tal que, en un momento dado y de acuerdo a las necesidades, toda la potencia concentrada en las barras podría dirigirse o impulsar al malacate principal teniendo disponible una potencia de 2000 H.P. (Fig. 13.5).

Sistema de energía - II

2) Los equipos de perforación con sistema c.d./c.d. usan generadores y motores de corriente directa que tiene una eficiencia aproximada de un 95%. La eficiencia real en conjunto con la maquinaria de perforación es de 87.5% debido a pérdidas adicionales en los requisitos de fuerza de los generadores por inducción en el campo, soplador de enfriamiento, temperatura en conmutador, escobillas y longitud del cable alimentador. En este sistema, la energía disponible se encuentra limitada por la razón de que sólo un generador c.d. se puede enlazar eléctricamente a un motor c.d. dando por resultado 1600 H.P; disponibles para impulsar el malacate (Fig. 13. 4).

Sistema de energía - I

Para llevar a cabo los trabajos de perforación se cuentan con tres tipos principales de equipos, de acuerdo al sistema generador de potencia:

1. Sistema diesel mecánico (convencional)
2. Sistema diesel eléctrico c.d./c.d.
3. Sistema diesel eléctrico c.a./c.d

1) Los equipos de perforación diesel mecánicos (convencional) son aquéllos en que la transmisión de energía - desde la toma de fuerza del motor diesel de combustión interna - hasta la flecha de entrada de la maquinaria de perforación (malacate, rotaria y bombas de Iodo), se efectúa a través de convertidores de torsión, flechas, cadenas, transmisiones, cuya eficiencia mecánica varía y generalmente anda por el orden de 60% promedio (Fig. 13.3).

Datos prácticos para la capacidad del mástil

Componentes de un equipo de perforación terrestre - Ejemplo 2

¿Cuál será la capacidad del mástil antes señalado si la carga a levantar (carga suspendida) es de 200,000 lb y si se cuenta con un arreglo de poleas de seis líneas? 

Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (h x Núm. de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Sustituyendo

C.M. = (200 000 lb x 8)/ (0.88 x 6)+6000 lb = 309,030.3 lb

Cap. del mástil con 4 líneas: Es igual 8.75 la tensión del cable (peso al

gancho/núm. de líneas)

Cap. del mástil con 6 líneas: Es igual 11.25 la tensión del cable (peso al

gancho/núm. de líneas)

Cap. del mástil con 8 líneas: Es igual 13.75 la tensión del cable (peso al

gancho/núm. de líneas)

Cap. del mástil con 10 líneas: Es igual 16.25 la tensión del cable (peso al

gancho/núm. de líneas)

A continuación se presenta una tabla calculada con la tabla de datos prácticos:

Componentes de un equipo de perforación terrestre - Ejemplo 1

¿Qué porcentaje de la capacidad (h ) de diseño del mástil (2 piernas) puede utilizarse si se tienen seis líneas en la polea viajera y ocho líneas en la corona con la línea muerta fija a una pierna derecha del mástil?

Datos:

T = Tensión en cada cable = W/6

Carga total en el mástil = 8 T

(T = tensión)

Carga centrada absorbida por cada una de las piernas del mástil = 6T/2 = 3T

Carga de la línea rápida 0.5 T.

Carga total en una pierna = carga centrada + carga

Línea muerta + carga línea rápida

Sustituyendo:

Carga total en una pierna = 3T + 1T +0.5 T = 4.5 T

(h ) eficiencia = (carga real/carga equivalente) x 100 = (8T/9T) x 100 = 88.88 %

Componentes de un equipo de perforación terrestre - II

Mástil: 

Es una estructura de acero con capacidad para soportar seguramente todas las cargas verticales, las cargas que excedan la capacidad del cable, y el empuje máximo de la velocidad del viento. La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada para sacar la tubería del pozo en secciones de tres juntas de tubo (Iingadas) que miden aproximadamente 27 m. dependiendo del rango de la tubería. Se erige sobre una subestructura. Ésta sirve para dos propósitos principales, a) soportar el piso de perforación, así como facilitar espacio para el equipo y personal y b) proveer espacio debajo del piso para alojar los preventores de reventones.

La subestructura no sólo soporta el peso de la mesa rotaria, sino el peso completo de la sarta, cuando está suspendida por las cuñas. Los mástiles se clasifican de acuerdo a su capacidad para soportar cargas verticales y a la velocidad del viento que pueda soportar de lado. El mástil debe soportar el peso de la sarta en todo momento, mientras la sarta está suspendida del block de la corona y cuando descansa en la mesa rotaria. Las construcciones del mástil son de acero estructural y pueden ser: 

· Portátiles 

· Fijos
Consideraciones para el diseño
1) El mástil debe soportar con seguridad todas las cargas (jalón) o soportar cargas que excedan la capacidad del cable.
2) Deberá soportar el empuje máximo de la velocidad del viento.
3) La plataforma de trabajo tiene que estar a la altura apropiada de las paradas (tramos de tubería a manejar).
Cálculo de la capacidad del mástil (CM)
Para calcular la capacidad del mástil se emplean las fórmulas siguientes:
· Eficiencia (h ) = (carga real/carga equivalente) x 100
· Capacidad mástil = (Carga suspendida x Núm. de cables totales)/ (h x Núm. de cables de la polea viajera) + peso corona + peso polea viajera.

Componentes de un equipo de perforación terrestre - I

Figura 13.2 Equipo de perforación terrestre

Un equipo de perforación terrestre cuenta básicamente con los siguientes componentes: sistema de elevación y rotación; un mástil que sirve de soporte, una fuente de potencia, y un sistema de circulación. (Fig.13.2)

Características de algunos equipos de Mantenimiento de Pozos de Pemex

Características de algunos equipos de Perforación de pozos de Pemex

Equipos terrestres

Los equipos terrestres se clasifican en equipos convencionales y auto transportables. La diferencia es que los primeros tienen mayor capacidad en la profundidad de perforación y los segundos, disponen de un conjunto de malacatemotores C.I. montados sobre un remolque que se autotransporta. Así, cuenta con mayor facilidad de transporte de una localización a otra, pero con menor capacidad en la profundidad de perforación. (Tabla 13.1 y 13. 2.)

CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX - II

CARACTERÍSTICAS DE LOS EQUIPOS DE PEMEX - I

En este contexto, los equipos de perforación han evolucionado al parejo. Pero en tiempos recientes, los requerimientos para explorar y explotar nuevos yacimientos en localizaciones inaccesibles, han dado hincapié para promover el desarrollo tecnológico de los equipos de perforación. 

El primer pozo se empezó a perforar en Ebano, SLP, el 1 de abril de 1901 sin que obtuviera producción considerable. 

El primer pozo con producción significativa (1500 bls/día a 1650 pies de profundidad), fue localizado por el Ingeniero mexicano Ezequiel Ordóñez en el cerro de La Pez. Brotó el 3 de abril de 1904. Se descubre uno de los mejores campos de México y el mundo. Hasta la fecha, se han utilizado equipos de perforación muy diversos como se observará en el desarrollo de este capítulo. 

Aquí se describirán los principales componentes de los equipos terrestres y marinos. Brevemente se mencionarán sus principales características como son: capacidad mecánica, dimensión del equipo, potencia, carga máxima y facilidad de transporte. El objetivo es familiarizar al lector con los componentes principales de los quipos de perforación, así como mostrarle los utilizados en el país y en algunas partes del mundo. Estos equipos son terrestres, barcazas, plataformas fijas y autoelevables; barcos, semisumergibles y equipos de reciente tecnología, empleados para la perforación de pozos petroleros costafuera. En la Fig. 13.1 se representa la clasificación de los equipos que actualmente operan en la industria petrolera.

Aplicaciones - Gráfica

AUMENTO UNIFORME DE INCLINACIÓN DE 3o OO POR CADA 30 METROS DE PERFORACIÓN

APLICACIONES. - II

APLICACIONES. - I

Con la siguiente información de un pozo por perforar, encontrar el desplazamiento horizontal, la profundidad desarrollada, el ángulo máximo y la dirección del pozo.

Herramientas y/o equipo de desviación

Para la perforación direccional es sumamente importante contar con las herramientas desviadoras adecuadas, así como con las barrenas, herramientas auxiliares y la instrumentación apropiadas. Las herramientas desviadoras son el medio para iniciar o corregir la deflexión de la trayectoria del pozo. La apertura de la llamada ventana (KOP), resulta una etapa crítica durante la perforación de un pozo direccional, ya que un inicio correcto de la desviación dará la pauta para lograr un desarrollo satisfactorio del curso. Conforme la perforación direccional evolucionó, las herramientas desviadoras han sufrido cambios considerables en su diseño, provocando que en la actualidad no se utilicen algunas de las herramientas usadas en los orígenes de esta técnica de perforación. Tal es el caso de los desviadores de pared, de las barrenas de chorro, entre otras, predominando en la actualidad el uso de motores de fondo dirigibles o geonavegables en la perforación de pozos direccionales.

Sistemas MWD

Desde hace algunas décadas, las compañías buscaron la manera de registrar las formaciones durante la perforación, aunque tecnológicamente era muy difícil fabricar herramientas que pudieran contrarrestar las difíciles condiciones de fondo y transmitir información confiable. Diferentes métodos de transmisión fueron utilizados: electromagnéticos, acústicos, de pulsos, de modulación de pulsos, o cable y tubería. De todos los métodos de transmisión, los de pulsos de presión y los de modulación de pulsos han evolucionado a sistemas comerciales actualmente utilizados por la comunidad de perforación direccional. Los dos sistemas MWD más comunes son el sistema de pulsos de presión y el de transmisión de pulsos modulados de presión. El sistema MWD utiliza pulsos para transmitir la información de la herramienta a la superficie en forma digital (binaria). Estos pulsos son convertidos en energía eléctrica por medio de un transductor en superficie, los cuales son decodificados por una computadora. Existen diversas compañías que proporcionan este servicio a la industria petrolera en todo el mundo, siendo los sistemas más utilizados en la actualidad para el control direccional de los pozos.

Herramientas de orientación direccional

Este tipo de herramientas fueron utilizadas ampliamente en Petróleos Mexicanos en años pasados. Constan de una probeta con equipo electrónico. Ésta se adapta a una varilla con "pata de mula", la cual se asienta en la base correspondiente del orientador. 

La probeta está conectada a un cable conductor, por medio del cual se envía la información de las condiciones direccionales del pozo a la superficie; este cable pasa por un estopero que está conectado a la manguera del stand pipe, por medio de la cual se bombea el fluido de perforación para operar el motor del instrumento. El cable transmite la información a una computadora, la cual procesa los datos y presenta la inclinación y el rumbo del pozo, así como la posición de la cara de la herramienta desviadora. Cabe mencionar que la probeta queda localizada aproximadamente a la mitad del lastrabarrena antimagnético.

Instrumentos giroscópicos

Como ya se mencionó, estos instrumentos no requieren del uso de un lastrabarrenas antimagnético, ya que un giroscopio toma el lugar de la brújula magnética.
Ya sea desde superficie o mediante un sistema de encendido automático, el giroscopio se pone en funcionamiento a unas 40,000 o 60,000 rpm. Esta operación genera un campo magnético que elimina el efecto del campo magnético terrestre, permitiendo registrar el norte verdadero.
Para la interpretación del registro se utiliza un lector que amplifica la fotografía. La pantalla del visor se coloca de tal manera, que la línea Norte-Sur pueda ponerse sobre la manecilla indicadora del Norte en la fotografía. De esta forma, es posible leer directamente el rumbo verdadero en la circunferencia del lector e inspeccionar en forma precisa el grado de inclinación del agujero.

Aspectos de operación

Dispositivos para medición de la dirección 

La trayectoria real de un pozo, se determina midiendo la inclinación y la dirección a varias profundidades. Posteriormente; se aplica esta información a uno de los métodos de cálculo presentados en la sección anterior. Esto se realiza principalmente para orientar de manera adecuada el equipo desviador, ya sea una cuchara, la tobera de una barrena de chorro, un estabilizador con excentricidad, un codo desviador o un bent housing. Anteriormente, la inclinación y dirección se determinaban con herramientas magnéticas y giroscópicas (single o multishot). Todas estas herramientas son autónomas y pueden ser alimentadas por baterías o desde la superficie. 

Las herramientas magnéticas se corrían con línea de acero, o en los lastrabarrenas cuando se están realizando viajes con la tubería. Algunas herramientas giroscópicas son corridas con cable conductor, lo cual permite que las mediciones puedan ser leídas en superficie, además de que la energía es transmitida hacia la herramienta por el mismo cable. 

Las herramientas giroscópicas son corridas con baterías. Debido al desarrollo de la tecnología de telemetría, actualmente existen otras maneras de medir la dirección, la inclinación y la cara de la herramienta, tales como arreglos de magnetómetros y acelerómetros. La energía se proporciona con baterías, cable conductor o por un generador accionado por el fluido de perforación. Si la herramienta de medición es colocada en el aparejo de fondo, cerca de la barrena, y las mediciones son tomadas durante la perforación, a ésta se le llama: herramienta de medición durante la perforación o MWD (measurement while drilling). Estos instrumentos constituyen un elemento vital para el buen desarrollo de la perforación direccional; puede decirse que conforman los ojos con los cuales, el personal encargado de las operaciones puede “ver” la trayectoria que sigue el pozo.

Los instrumentos más utilizados en la actualidad para obtener la inclinación y el rumbo de un pozo son:

· Instrumentos giroscópicos

· Herramienta de orientación direccional

· Sistemas MWD.

Con excepción de los instrumentos dotados con giroscopios, los demás necesitan de un lastrabarrena monel o antimagnético para obtener resultados confiables. Esto se debe a que pueden verse afectados por materiales metálicos cercanos (tuberías de revestimiento de pozos cercanos) o por el campo magnético terrestre.

El intervalo de registro se ha estandarizado, considerándose que es recomendable registrar a cada 30 metros de agujero desviado.

CÁLCULOS DE LA TRAYECTORIA DEL POZO - X

En cuanto a cuál de los métodos proporciona mejores resultados, la tabla 12.4 compara seis de los diferentes métodos, utilizando información tomada de un pozo de prueba. Obsérvese que el método tangencial muestra un error considerable para M, L y D. Ésta es la razón por la cual ya no se utiliza este método. Las diferencias entre los método de ángulo promedio, de mínima curvatura y tangencial balanceado son tan pequeñas que cualquiera de los métodos puede ser utilizado para calcular la trayectoria.