CÁLCULOS PARA HALLAR LA SALIDA DE UNA BOMBA DE LODOS (BLS/STK) PARA UNA BOMBA DE LODOS DÚPLEX Y PARA UNA BOMBA DE LODOS TRIPLEX

BOMBA TRIPLE

Fórmula 1Flujo de salida ,bls /embolada=0,000243 x (diámetrodecamisa , pulg )2 x (1ongitud deembolada , pulg)    Ejemplo:Determinar el flujo de salida de bomba, bls/emb., al 100% de eficiencia para una bomba triple de 7 pulg por 12 pulg

Flujo de salidade labomba@100%=0,000243 x 72 x 12

Flujo de salidade labomba@100%=0,142884 bls /emb .

Ajustar el flujo de salida de la bomba para una eficiencia de 95%:

Equivalente decimal = 95 ÷ 100 = 0,95

Flujo de salidade labomba@95%=0,142884bls /emb x0,95

Flujo de salidade labomba@95%=0,13574bl /embFormula 2

Flujo de salidadebomba ,gpm=[3 (D2 x 0,7854)S ]0.00411 x SPMDónde:D= diámetro de la camisa en pulgS= longitud de la emboladaSPM: emboladas por minuto

 Ejemplo:Determinar el flujo de salida, gpm para una bomba triple de 7 pulg por 12 pulg a 80 emboladas por minuto

Flujo de salida ,gpm=[3 (72x 0,7854)12]0,00411 x80Flujo de salida ,gpm=1385,4456 x 0,00411 x80

Flujo de salida=455,5gpm

BOMBA DUPLEX (O DOBLE)

Fórmula 1

0,000324 x (diámetrodecamisa , pulg)2 x (longitud deembolada , pulg)=¿ bl /emb

−0,000162 x (diámetro devástago , pulg)2 x (longitud deembolada , pulg )=¿bl /emb Ejemplo:

Determinar el flujo de salida, bl/emb. de una bomba duplex de 5 ½” x 14” a una eficiencia del 100%. Diámetro del vástago = 2,0 pulg.

0,000324 x (5,5)2 x 14=0,137214bl /emb−0,000162 x (2,0)2 x14=0,009072bl /emb

flujode salida@100% efic .=0,128142bl /emb

Ajustar flujo de salida para una eficiencia del 85%:

Equivalente decimal = 85 ÷ 100 = 0,85

Flujo de salida a 85% efic. = 0,128142 bl/emb x 0,85 Flujo de salida a 85% efic. = 0,10892 bl/emb

Fórmula 2Flujo de salida ,bl /emb=0,000162 x S [2(D)2– d2]

Dónde:S = longitud de embolada, pulg.D = diámetro de la camisa, pulg.d = diámetro del vástago, pulg.

 Ejemplo:Determinar el flujo de salida, bl/emb. de una bomba duplex de 5 ½” x 14” a una eficiencia del 100%. Diámetro del vástago – 2,0 pulg.

Flujo de salidaa100%=0,000162 x 14 x [2(5,5)2– 22]Flujo de salida@100%=0,000162 x14 x 56,5

Flujo de salida@100%=0,128142bl /emb

Ajustar flujo de salida de la bomba para una eficiencia del 85%

Flujo de salidaa85%=0,128142bl /emb x0,85Flujo de salidaa85%=0,10892bl /emb

COMPONENTES DEL EQUIPO DE CONTROL DE SOLIDOSZARANDA: La zaranda vibratoria es usualmente montada al final del primer tanque de lodo, su función primaria es eliminar la fracción más gruesa de los recortes con la finalidad de optimizar el uso de los restantes equipos de control de sólidos. Una zaranda se compone de una o varias mallas separadoras que están

montadas sobre una caja vibradora que es movida por un motor eléctrico, el cual a través de poleas y un eje excéntrico(zarandas convencionales) le imprime la vibración necesaria para el proceso de separación de una parte fluida y de los recortes de formación. En el caso de zarandas de alta vibración esta es dada por dos motores en giros opuestos.

Según Overock la capacidad de procesamiento de una zaranda (caudal que la zaranda puede procesar sin votar lodo) depende de una serie de factores que van desde la fabricación de la misma, (tipo de zaranda, mallas utilizadas, inclinación de las mallas), formación perforada (arenas, arcillas, etc.), el tipo de lodo usado, del caudal de circulación y de velocidad de penetración. DESARENADOR (DESANDER): El desarenador consiste de un número de conos superpuestos cilíndricos estos remueven pequeñas partículas sólidas que pasaron por las mallas de la zaranda vibratoria. El fluido es forzado a pasar por el cilindro bajo   presión con las partículas, después es removido y descargado por las fuerzas centrifugas. La posición correcta de estas unidades es colocarlas después de la zaranda y su función principal es eliminar las arenas.

DESARCILLADOR (DESILTER): El desarcillador es similar al desarenador en operación y función excepto que el desarcillador puede remover muy diminutas partículas de la formación que varían desde   10 a 30 micrones dependiendo del tamaño del cono. Su uso es efectivo tanto del desarenador como el desarcillador, porque esto reduce significativamente el desgaste de la bomba de lodo. El desarcillador está diseñado para remover los sólidos que no han sido   descartados por el desarenador (partículas mayores de   60 micrones). Los conos son por lo general   de 4 pulgadas de diámetro y cada uno procesa más o menos   50 gal/min. A una presión de   40 a 50 psi. LIMPIADOR DE LODO (MUD CLEANER): Si los desechos del desarcillador cae sobre una zaranda vibratoria, el conjunto se conoce con el nombre de MUD CLEANER o limpia lodo. Esta unidad es utilizada para procesar lodos de alta densidad ya que la malla utilizada permite recuperar la baritina   desechada (material densificante del lodo) por los conos, y eliminar los recortes de formación. La zaranda debe llevar mallas muy finas desde 150 a 270 mesh según sea las condiciones de trabajo.

CENTRIFUGA: Está diseñada para remover sólidos de baja gravedad específica y baritina de menos de 3.5 micrones. Sólidos de mayor tamaño   y de mayor densidad son devueltos al sistema. Elimina, además de sólidos parte de la fase liquida   del lodo que contiene material químico en solución, tales como lignosulfito, soda cáustica y otros.Las centrifugas de decantación, están compuestas de dos conos, uno externo que gira a baja velocidad y el otro que gira a muy alta velocidad de revolución.Las centrifugas   rotan el lodo a altas velocidades separando partículas de acuerdo a su peso, estas unidades pueden extraer partículas de hasta 2 micrones. Tiene una capacidad máxima de 20 – 35 rpm y puede ser utilizado con lodo de peso mayor   de 13 lb/gal.

SISTEMA DE POTENCIATRANSMISIÓN 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

SISTEMA DE CONTROL¿Cuáles son las señales de advertencia de un reventón perforando y viajando?Funciones del sistema de control de pozos.Describa los siguientes componentes de un equipo de control de pozos:Preventor anular, Preventor de arietes de tubería, Preventor de arietes ciegos, Acumulador, Línea para matar (Kill line).

¿QUÉ ES UN REVENTÓN?Son el brote “incontrolado” de los fluidos del pozo y de los fluidos provenientes de una o más formaciones que salen del pozo a la atmósfera. La palabra clave en la definición dada es incontrolado, esto indica que es incontrolable, por lo menos en lo que se refiere a la cuadrilla de turno.

¿Cuáles son las causas de un reventón?Los reventones se originan principalmente debido a que la presión de yacimiento excede a la presión hidrostática del lodo, generándose en primera instancia una arremetida, la cual se convertirá en un reventón debido principalmente a errores humanos y/o fallas mecánicas. Igualmente los reventones pueden suceder cuando se perforan formaciones con acumulaciones de gas superficial. Una vez que se tiene conocimiento de que se ha producido una arremetida, el reventón puede ocurrir cuando la cuadrilla no aplica una contrapresión mayor a la presión de yacimiento. Muchas veces el error humano más común responsable del reventón es probablemente el de calcular incorrectamente el riesgo existente, ya que el personal encargado de la perforación del pozo no se impresiona con la arremetida y por lo tanto, no toman las acciones pertinentes para evitar el reventón, porque no tienen verdadero temor de que éste suceda.En lo referente a las fallas mecánicas, éstas pueden producirse en los equipos preventores de reventones debido a defectos de fábrica, errores en la instalación o por el mantenimiento inadecuado. En la figura 7 se presentan valores estadísticos.

Para evitar esta situación, se formulan lodos de perforación para tapar los poros del yacimiento. Partes de los elementos más fluidos, conocidos como filtrados, se filtran en los poros del yacimiento. Las partículas sólidas en suspensión más grandes bloquean los poros y forman lo que se conoce como costra de lodo, que evita el ingreso de más fluidos al yacimiento. La pérdida de fluidos de perforación también es un parámetro que se controla atentamente durante la perforación del pozo de petróleo.

INDICADORES DURANTE PERFORACIÓNLos siguientes de influjo han sido enlistados que por lo general son detectados en la superficie.Descenso gradual de la presión de bombeo.Podría ser relacionada o asociado con el aumento en la rata de bombeo.Caída de la presión de bombeo como resultado directo del ingreso de fluidos de formación de baja densidad del pozo, lo que reduce la presión hidrostática del lodo en general.El descenso de la presión será más significativo por la presencia de gas y podría empeorar debido a la expansión de los gases.La caída de la presión será mas lenta y gradual al inicio, pero mas tiempo tarde en detectarse la arremetida, el descenso sera “exponencial”.Aumento del flujo del lodo desde el anular, seguido por…Un incremento de los niveles de lodo en los tanques del sistema.Mientras que los fluidos de la formación ingresan en la boca del pozo, un volumen equivalente de lodo será, necesariamente, desplazado del anulo a la superficie, el cual será adicional al volumen de lodo que circula y mostrara un incremento en el valor del flujo de lodo.En caso de experimentar un influjo de gas, el desplazamiento de lodo se incrementara de forma dramática mientras se produce la expansión del gas.Mientras continua el influjo…Variaciones en la carga del gancho/ Peso en la BrocaAl pesar de no ser un indicador primario, estas señales pueden ser observadas mientras se modifica el efecto de fluctuación en la sarta.Si el influjo llega a la superficie…

Lodo Contaminado, Especialmente lodo “cortado” con gas.Densidad del lodo reducida.Cambio en el contenido o concentración del cloruro (por lo general aumenta)Respuesta de gas asociada al evento.Indicadores de presión como desmoronamiento, temperatura del lodo aumenta.

COMPONENTES DE UN EQUIPO DE CONTROL DE POZO

PREVENTOR ANULAR: Los Preventores del tipo anular o diafragma tienen una empaquetadura en forma de anillo que rodea el hoyo del pozo o el diámetro interior del preventor. Cuando está inactivo, el diámetro anular es igual al diámetro del interior del cuerpo del preventor.Un sistema para comprimir la empaquetadura permite que el operario mediante constricción, selle la tubería en el pozo. Los Preventores anulares se operan hidráulicamente y no se pueden cerrar a mano.Como la empaquetadura de caucho puede alterar su forma considerablemente, estos Preventores pueden sellar alrededor de cualquier diámetro o forma de herramienta en el pozo.Según GEOPETSA (23); La mayor parte de los Preventores anulares tienen una válvula reguladora que permite al operario alterara la presión que se aplica con la empaquetadura. Si se usan correctamente, estas válvulas permiten a los perforadores bajar y levantar secciones de tubería de perforación del pozo. Para este propósito algunos usan el preventor anular junto con el preventor de tubería tipo ariete para levantar tubería. En casos de emergencia, el operario puede cerrar el preventor anular en un pozo sin revestimiento y sellar el pozo. Sin embargo cuando se ejecute esta operación junto con operaciones de prueba esta práctica puede debilitar el caucho. Por eso se debe estar seguro de que hay tubería en el pozo de probar el tipo preventor anular.La primera ventaja del preventor del tipo anular es que sella alrededor de casi cualquier objeto en el pozo, no importa su forma. De esta manera, si fuere necesario cerrar el preventor cuando la Kelly esté en el pozo, el preventor anular se sellaría a su alrededor y adoptaría su forma. También puede sellar alrededor de tiras y collares de perforación, cables de alambre y aún en un hoyo de pozo sin tubería de revestimiento, si esta emergencia se presentare.

PREVENTOR DE ARIETES DE TUBERÍA: Los preventores tipo ariete o compuerta cierran el espacio entre sus paredes internas y la tubería en el pozo. Las compuertas se cierran desde la posición retractada fuera del orificio a una posición en que quedan cerradas contra la tubería del pozo. El ariete según el API Standard 6 – E, es una unidad retraíble en el diámetro interior de un cabezal de un pozo o del preventor, el cual en su posición extendida enganchada una tubería para lograr un sello en el espacio anular, entre el cabezal del pozo o el preventor y la tubería. Puede además proveer de un medio de sujeción para la tubería.

Es decir el ariete es una pieza del preventor que se acciona tanto para adentro como para afuera del diámetro interior del preventor. Los arietes funcionan en pares y al cerrar sellan el espacio situado debajo de ellos.

PREVENTOR DE ARIETES CIEGOS: A los preventores que cierran completamente el pozo se les conoce con el nombre de preventores de arietes ciegos. El más popular de los diseños y el más usado hoy día es el tipo émbolo de doble acción. El operario aplica la presión a un lado para accionar el ariete a su posición cerrada. Aplica la presión al otro lado para accionara el ariete a su posición abierta. Los fabricantes proporcionan pernos para cerrar los arietes. Los pernos además de ser capaces de mantener los arietes en su posición cerrada pueden cerrarlos completamente si fallará la fuerza de operación. Esto solo en caso que el sistema de operación no forme un cierre hidráulico, lo que impediría el movimiento de los émbolos. Válvulas de control atrapan el aceite antes de llegar a los pistones cuando están abiertos. Es necesario cerrarla válvula para soltar los arietes del perno que los asegura. Si lo demás fallase, rómpase una unión en la línea “abierta” que va a los preventores de reventones.

ACUMULADOR: Indica que la energía se almacena en el acumulador comprimiendo el nitrógeno, gas incombustible. El nitrógeno se lleva dentro de su propia cámara y se separa del líquido que hace funcionar los arietes por medio de la sección móvil. Esta puede ser un diagrama elástico o un flotador de metal. Se admite el nitrógeno bajo presión. La presión se aumenta para bombear el líquido dentro de la cámara apropiada, al otro lado de la sección donde esta el nitrógeno. Al final d esta operación el acumulador contendrá de 30 a 60 galones de fluido hidráulico, (según sea el tamaño del equipo) almacenado bajo una presión de 1500 a 3000 psi., abriendo una válvula d control (en la salida de la tubería 9 desde la cámara de líquido, deja pasar el líquido instantáneamente. El líquido es propulsado mediante la presión del nitrógeno que se aplica contra la sección móvil (diafragma o flotador) que separa el nitrógeno comprimido del líquido.Después de que el preventor funciona, el fluido hidráulico regresa el tanque de almacenamiento. Las bombas restauran la presión del nitrógeno reinyectando el líquido dentro de su cámara en el acumulador. Las bombas paran cuando alcanzan la presión predeterminada, es decir de 1500 a 8000 psi según sea el equipo. La carga de nitrógeno dura indefinidamente. Se puede instalar un sistema de conjunto alternos para desarrollar diversos planes de funcionamiento en caso de emergencia.Generalmente, la energía almacenada por medio del nitrógeno comprimido hará funcionar el preventor tres veces, aunque las bombas de la unidad no puedan funcionar del todo.

LÍNEA DE MATAR Y DE ESTRANGULAR: Son tubos de alta resistencia que van desde el aparejo de preventores en el lecho marino hasta el equipo flotante de perforación. Estas líneas sirven para bombear o descargar fluido a presión, particularmente cuando se presenta un brote o descontrol. Se encuentran aseguradas al conductor vertical

marino por medio de grapas y disponen de conductores en los extremos para su fácil conexión y desconexión