Reporte Prácticas Profesionales. Pemex Perforación Reynosa

Reporte final de Prácticas Profesionales lll
Argenis González Gómez
Ingeniero Petrolero
Pemex: Sector Perforación Reynosa

Contenido
Talleres de Mantenimiento Mecánico, Eléctrico y Estructural
Conexiones Superficiales de Control
Herramientas Especiales y Salvamento
Servicio a pozos: Registros Geofísicos
Servicio a pozos: Línea de Acero
Servicio a pozos: Cementaciones
Servicio a pozos: Tubería flexible
Inspección Tubular
Bombas e Instrumentación
Fluidos de Perforación
Pozo Escuela PMX-1005
Apoyo Operativo y Logística
Seguridad Industrial y Protección Ambiental
Enlace y Soporte Técnico
Programación y Control

Los talleres de mantenimiento se encargan de proporcionar mantenimiento a los diferentes componentes del
equipo. Cada taller tiene su especialidad en los muchos tipos de componentes que se encuentran en el equipo
de perforación. Además de los talleres de mantenimiento mecánico, eléctrico y estructural, el Sector
Perforación Reynosa cuenta con más talleres de mantenimiento, pero que son desarrollados posteriormente
como otro tema, pues están dirigidos a ciertos tipos de elementos, o sea, es un mantenimiento más específico.
Esta tercia de talleres de mantenimiento se dedica a componentes en una forma más universalizada, es decir
mecánica en general, electricidad en general, y soldadura en general. En cada descripción de los talleres, se
conocerá y aprenderá de manera básica sus trabajos, así como los trabajos que se realizan en los componentes,
y sobre el equipo de perforación en sitio.
El mantenimiento se define como todas las acciones direccionadas a mantener un artículo o restaurarlo a un
estado en el cual pueda llevar a cabo una función requerida. Existen dos tipos de mantenimiento: El
mantenimiento preventivo, que es el que se les da a los componentes para mantenerlos trabajando
apropiadamente y preservando sus elementos para que no dejen de funcionar, se realiza de manera periódica
cuando el equipo aún está en funcionamiento; este tipo de mantenimiento se basa en el tiempo que el
componente ha estado trabajando (se determinan acciones de mantenimiento periódicos después de cada
cierto tiempo); el mantenimiento correctivo es el que se presta con el objetivo de restaurar el funcionamiento
de los equipos, y se realiza cuando el equipo ya no desempeña su trabajo adecuadamente. Lo apropiado es
que éste último nunca deba hacerse; esto se logra operando el componente en condiciones apropiadas, y
prestando el mantenimiento preventivo adecuado.
Mantenimiento Mecánico
El taller de mantenimiento mecánico se dedica a
prestar mantenimiento preventivo y correctivo a
componentes mecánicos del equipo. En el equipo
de perforación hay infinidad de elementos que
necesitan cambiarse, repararse, lubricarse, y
mantenimiento mecánico se hace cargo de estos
trabajos.
Los componentes los cuáles mantenimiento
mecánico se dedica a dar mantenimiento son los
siguientes:
 Agitadores para lodos
 Bombas centrifugas de las presas de lodo.
 Bombas lubricadoras
 Bombas de lodos
 Compresores de aire
 Coronas del mástil
 Frenos hidráulicos de malacate
 Desgasificadores para lodos
 Llaves hidráulicas
 Malacate auxiliar y principal
 Mesa rotaria
 Motores de combustión interna
 Poleas viajeras
 Unidades de potencia
 Vibradores para lodos
 Bomba para operar preventores
Mantenimiento Mecánico, Eléctrico y
Estructural
Bomba de lodos y tambor de un malacate en el taller
de mantenimiento mecánico.

Algunos ejemplos de los trabajos que realiza el
taller de mantenimiento mecánico, son los
siguientes:
 Mantenimiento mayor y menor trimestral
a los agitadores de lodo
 Cambio de válvula de seguridad en la
bomba de lodos
 Cambio de camisa y/o pistón en la
bomba de lodos
 Lubricación semanal a la corona para
mástil
 Cambio de radiador del motor
 Cambio de motor de combustión interna
 Afinaciones de motores
 Cambio de malacate principal y auxiliar
Mantenimiento eléctrico
El taller de mantenimiento eléctrico tiene por
objetivo dar mantenimiento a componentes
eléctricos y electrónicos; como motores eléctricos,
frenos auxiliares electromagnéticos, generadores,
controladores, tarjetas de control, así como todos
los elementos menores que los componen como
fusibles, interruptores, circuitos, cables, etc.
Para verificar la operación correcta de los
componentes se debe monitorear constantemente
ciertos valores que dan una indicación de cómo
funcionan dichas unidades, los valores que con
mayor frecuencia se miden son:
 Voltaje (volts) de corriente alterna de los
generadores y de corriente directa de los
convertidores, y se miden con
voltímetros.
 Intensidad de corriente (Amperes) de
corriente alterna de los generadores y de
corriente directa de los convertidores, y
se mide con amperímetros
 Frecuencia (Hertz) de voltaje
proporcionado por los generadores de
Corriente Alterna. Se mide con
frecuencímetros
 Potencia (Kilowatts) suministrada por los
generadores, se mide con Kilowattmetros.
Los componentes a los que el taller eléctrico
presta mantenimiento son los siguientes:
 Freno Electromagnético
 Control de generadores
 Reguladores de voltaje
 Convertidores de potencia
 Módulos de control de corriente directa
 Motores de corriente alterna y directa.
 Fuentes de iluminación
El mantenimiento que se le otorga a estos
componentes puede ser cualquiera de los
siguientes:
 Revisiones de actuadores,
 Revisión de bobinas
 Revisión de controladores
 Medición de los parámetros
anteriormente mencionados
 Cambio de fusibles y tarjetas
 Reparación de tableros eléctricos
 Mantenimiento y reparación a fuentes de
iluminación
Motores de CA Motor de CC
-Amperímetro
(izquierda)
Iluminación de
equipo de
perforación
(derecha)

Mantenimiento Estructural
El taller de mantenimiento estructural se basa en
las operaciones mediante soldadura. Éste taller
está dirigido a corregir las anormalidades en las
estructuras de los componentes del equipo, desde
corte de piezas, hasta el soldeo de piezas del
mástil de perforación. Algunos de los trabajos
hechos en el taller estructural son los siguientes:
 Acondicionamiento de unidades
automotoras para trabajos de perforación
(instalación de barandales, ampliación del
área de trabajo)
 Reparación estructural de elementos
usados en el equipo de perforación
(como mesas rotarias, malacates, etc.)
 Se reparan techos, y barandales en los
equipos.
 Se les presta mantenimiento a piezas
desgastadas
Los trabajos de mantenimiento estructural
implican el uso de muchas diferentes herramientas
de trabajo, que están en función del tipo de tarea
que se efectuará. El equipo para soldadura por
arco eléctrico (que es el comúnmente usado en
este taller) es el siguiente:
 Motor de corriente alterna o continua
 Electrodo o material de Aporte
 Cables
 Porta electrodos
 Grapas para conexión a tierra
Para la soldadura Autógena (otro tipo de
soldadura usada en el taller) es necesario contar
con el siguiente equipo:
 Chispa
 Electrodo
 Soplete
El proceso de corte es un tanto diferente a los de
soldadura, ya que en vez de unir piezas, las
separas. El equipo utilizado para el corte es el
siguiente:
 Cortador
 Tanques de oxigeno y acetileno
Motor Grapas
Corte de pieza Electrodos
Tanques Cortador
de oxigeno y
acetileno

Las operaciones de mantenimiento se pueden efectuar en el taller base, o en sitio en el equipo de perforación.
En el equipo de perforación se encuentra una sección de casetas que alojan a los técnicos en mantenimiento
de las especialidades que anteriormente se repasaron. Estos técnicos acudirán cada que se necesite para
efectuar tareas de reparación o prevención en los componentes del equipo de perforación.
En caso de que se deba dar mantenimiento a unidades únicas en el equipo (malacate, mesa rotaria, gancho,
polea viajera), se debe acordar con el técnico o el perforador para determinar el tiempo oportuno para
efectuarlo sin interrumpir las operaciones. Solo en el caso de detectarse fallas o anomalías que pongan en
riesgo la integridad de las personas o instalaciones, se suspenderán las operaciones y así disponer del equipo
para su mantenimiento.
Prestar mantenimiento -independientemente del componente y del taller del cual se trate- no deja de ser una
tarea riesgosa y en la que se tienen que tomar medidas de seguridad. Esto aplica para cada taller de
mantenimiento en forma general. Existen lineamientos para efectuar el trabajo de mantenimiento, y los
trabajadores tienen que seguirlos obligatoriamente para evitar accidentes de trabajo.
En todos los trabajos es necesario portar el equipo de protección personal adecuado para el trabajo que se
efectuará sobre un artefacto. El equipo mínimo que se debe de portar son botas de trabajo, casco, guantes y
ropa de algodón. En ocasiones se necesitará portar elementos extras para aumentar la seguridad, y esto
depende del tipo de trabajo que se vaya a hacer, así como del componente sobre el cual se hará el
mantenimiento; por ejemplo gafas de seguridad cuando se trabaja con líquidos y gases irritantes, arneses
cuando se trabajará en alturas, protección auditiva cuando se trabajará con ruidos intensos,

Las conexiones superficiales de control otorgan un alto grado de confianza en la seguridad de las operaciones.
Desde que se comienza a cementar la etapa conductora, se cuenta con medidas de desvío de fluidos, y
posteriormente en las etapas subsecuentes, se comienza a trabajar con cabezales, preventores, ensambles de
estrangulación, carretes de control, y cuando el pozo está terminado, se instalan arboles de producción, que
también son conexiones superficiales de control. El departamento de conexiones lo dividiremos en dos temas:
Conexiones superficiales de control y árboles de válvulas, y Pruebas hidráulicas. Ambas secciones serán
explicadas describiendo los componentes de los cuáles se ocupan.
Conexiones superficiales de control y
árboles de válvulas.
En los procesos de perforaciones de pozos existen
diversos métodos de desvío de flujo de fluidos. Las
conexiones superficiales de control, como su
nombre lo indica son una manera de controlar
presiones provenientes del pozo, por lo que
siempre debemos contar con ellas, sin embargo,
en este tema veremos también todas aquellas
conexiones que sirven como conducto al los
fluidos, las cuales no necesariamente son métodos
de seguridad. Describiremos algunas de las
conexiones superficiales que están presentes en el
equipo de perforación, formando parte importante
del proceso.
Ensamble de bombas
Este conjunto de válvulas
tiene como función
principal derivar el flujo
saliente de las bombas de
lodo. Consta de cuatro
válvulas para controlar el
flujo, y se pueden hacer
arreglos de cierres y
aperturas para desviar el flujo de las bombas hacia
el tubo vertical o de vuelta a las presas de lodo. La
conexión de las bombas al ensamble se logra
mediante mangueras que se conectan en las dos
entradas libres, ubicadas entre las válvulas. En la
siguiente imagen se muestra el ensamble de
bombas en un equipo de perforación, con las
mangueras de las dos bombas conectadas.
Tubo vertical
El tubo vertical está ubicado al pie del mástil o
torre de perforación, y como su nombre lo indica,
es un ensamble de válvulas en posición vertical,
que es la última forma de desviar el flujo de lodo
de perforación antes de que
entre al pozo. El tubo
vertical consta de dos
válvulas principales y cuatro
secundarias. Las dos válvulas
principales sirven para
detener y desviar el flujo
para que no se introduzca al
pozo, y las cuatro válvulas
menores por lo general
sirven para mesurar presiónes. En estas últimas se
Conexiones Superficiales de Control

instalan manómetros y sensores que efectúan los
trabajos de medición.
Ensamble de estrangulación
Es un conjunto de
válvulas que reciben
diferentes líneas de
alta presión, las cuales
provienen del cabezal
de tuberías y/o del
preventor. Con este
conjunto de válvulas
podemos distribuir el flujo a diferentes áreas del
equipo tales como al Desgasificador, Presas, o al
quemador. Está conformado por válvulas,
estranguladores manuales e hidráulicos, este
último se controla a través de una consola de
control, ubicada en la caseta SWACO.
Cabezales de tubería de revestimiento
El cabezal de tubería de revestimiento forma parte
del conjunto permanente del pozo y se usa para
anclar y sellar y anclar alrededor de la siguiente
sarta de tubería de revestimiento. Los cabezales
deben diseñarse para soportar cargas de tensión
de tubulares suspendidos, y para ser capaces de
sellar a presión.
Árbol de válvulas
Los árboles de válvulas –comúnmente llamados
árboles de navidad- son una forma de control
superficial del pozo cuando este ya está
terminado. Están compuestos por un conjunto de
válvulas y una cruceta. La función principal de los
árboles de válvulas es dirigir el flujo del pozo
directo hacia la estación de recolección por una de
sus válvulas laterales. Los árboles de válvulas se
clasifican según su capacidad de resistencia a
presiónes, estos son de 5M (5000psi), 10M
(10,000psi), 15M y 20M. A continuación se
describirá cada una de las válvulas del árbol:
Válvula maestra (1): Es quien controla todo el
árbol, con capacidad suficiente para soportar las
altas presiones del pozo.
Válvula Contra Maestra (2): Se utiliza como
relevo, ejecuta la función de reemplazo a la válvula
maestra si necesita mantenimiento.
Válvulas Laterales (3): Su función es dirigir el flujo
hacia la línea de descarga que direcciona el fluido
hacia la estación de recolección, o también para
enviar el volumen de fluido a separadores
multifásico para medición.
Válvula de Sondeo (4): Sirve para efectuar
operaciones de registros de presión, disparos,
introducir barras espumantes, lectura de presiones
etc.
Porta estrangulador: Lleva dentro de él un
estrangulador que sirve para restringir el flujo,
regulando la producción de los fluidos.
El conjunto de preventores también forma parte de las
conexiones superficiales de control, sin embargo, no es
mencionado en este tema pues en la sección de
Salvamento será descrito detalladamente.
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Pruebas Hidráulicas
A todos los componentes de conexiones
superficiales de control anteriormente vistos, se les
tiene que someter a pruebas hidráulicas para
verificar su hermeticidad, así también como a
condición de sus conductos. Debido a que estas
conexiones sirven como vía de flujo a los lodos de
perforación y a los fluidos de la formación, es de
suma importancia que el viaje de fluido a través de
ellos sea seguro y de ninguna manera se pierda
fluido debido a fugas, o que los componentes se
quiebren a causa de las altas presiones.
Una prueba hidráulica consiste en la inyección de
agua dulce en los componentes que estén
sometidos a esfuerzos de presión interna, para que
a través de la presión ejercida al fluido bombeado
en ellos, se presenten fugas, que notificarán a los
técnicos el mal estado de los conductos, y se
manden posteriormente a dar mantenimiento
correctivo.
El principio fundamental que rige a las pruebas
hidráulicas fue enunciado por el matemático y
físico Blas Pascal (1622-1663) y se cita como sigue:
“La presión ejercida por un fluido incompresible y
en equilibrio dentro de un recipiente de paredes
indeformables, se transmite con la misma
intensidad en todas las direcciones y en todos los
puntos de contacto en el fluido”. De este
enunciado podemos definir todas las suposiciones
que hizo Pascal, aplicándolo a las pruebas
hidráulicas de las conexiones; La Presión ejercida
va a ser la presión causada por la unidad (unidad
LOOMIS) que inyecta el fluido a presión en la
conexión; el fluido incompresible será el agua
dulce, pues el agua, al ser líquido, se considera
mínimamente compresible; el recipiente de
paredes indeformables es la conexión superficial,
la cual su cuerpo está hecho de acero y es
indeformable hasta determinada presión.
Entonces, la presión ejercida por la unidad de
bombeo al agua dulce inyectada dentro del
componente de conexión superficial se va a
transmitir en todas las direcciones y en todos los
puntos de contacto en el agua dulce, o sea, a
todas las paredes del cuerpo de la conexión, y esto
ocasionará que se hagan notar los puntos débiles
del conducto, ya sea una grieta que estará dejando
salir un chorro de agua dulce, o un derrame en las
conexiones de los componentes.
Todos los componentes a los que se les realizan
pruebas hidráulicas, tienen de fábrica una presión
máxima a la que pueden resistir. Someterlos a
tareas por encima de esta presión de trabajo no
es seguro para la operación, pues se estaría
sobrepasando su límite de resistencia. Sin
embargo, para realizar pruebas hidráulicas, a cada
componente se le someterá a una presión de
prueba, que es equivalente a la presión de trabajo,
con una duración de unos cuantos minutos. Es
decir, si se quiere probar un árbol de válvulas de
5M (presión de trabajo de 5000 psi), se le
someterá a una prueba con una presión de
5000psi, por mínimo 5 minutos. Esto para llevar al
máximo su capacidad y determinar a tiempo si el
elemento está en condiciones para trabajar.
La inyección de agua a presión es bombeada por
la unidad LOOMIS para pruebas hidráulicas (el
“LOOMIS” no es más que la marca del fabricante).
Esta unidad posee en su parte trasera una bomba
triplex que funciona con un motor de combustión
interna ubicado de la misma manera en la parte
trasera. Este conjunto de componentes son
quienes proporcionan la energía al fluido para
presionarlo y probar conexiones.
Izquierda: Unidad de pruebas hidráulicas LOOMIS
Derecha: Bomba triplex que bombea fluido a presión

La unidad de
pruebas hidráulicas
tiene en su parte
trasera una cabina
de control, en
donde se acciona el
paso de fluido, y se
miden las presiones de inyección.
Para probar cabezales, preventores y árboles de
válvulas es imprescindible el uso de un probador.
Debido a que estos elementos se prueban cuando
están instalados, una inyección de fluido a presión
sin que haya un elemento que impida el flujo de
volumen de fluido hacia el pozo resultaría nula.
Los probadores son constituyentes sellantes que
se enroscan en la sarta y que se posicionan debajo
del área en donde se encuentras los componentes
que serán parte de la prueba. Existen dos tipos de
probadores, los de tipo copa y los de tipo
colgador.
Tipo copa: El elemento copa permite retener la
presión de prueba al conjunto de preventores y
manejarla hacia arriba. Se selecciona su capacidad
de acuerdo al diámetro y peso de la tubería de
revestimiento donde se va a asentar.
Tipo Colgador: El cuerpo de este tipo de
probador es de acero con sus dimensiones
externas que corresponden a la configuración del
tipo de receptáculo del cabezal. Un elemento de
sello entre la superficie del cabezal y el probador
proporciona la retención de la presión. Se
seleccionan de acuerdo al tipo y medida del
cabezal.
Las copas son intercambiables y tiene un amplio
rango de diámetros para usar.
En el siguiente esquema se muestra una prueba
hidráulica a un derivador de flujo; se puede notar
fácilmente en color rojo la ubicación de la copa
tipo copa ubicada en la parte inferior del
derivador; esto impide el paso del agua dulce
hacia dentro del pozo y se pruebe el derivador de
manera apropiada.
Tipo Copa Tipo Colgador

Los talleres de salvamento y herramientas especiales tienen como tarea proporcionar mantenimiento a las herramientas que
se necesiten durante la perforación un pozo. El taller da mantenimiento a herramientas que se usan en el piso de la
perforación para auxiliar el trabajo en la tubería. En la clasificación de Herramientas Especiales, también entran los llamados
“pescantes” para extraer tubería (y otros elementos) atrapada dentro del pozo. En salvamento, estaremos tratando los
constituyentes que son necesarios para controlar las presiones de un pozo, para mantener adecuada la integridad de las
instalaciones y de los trabajadores. Estos serán válvulas de seguridad, y preventores con sus arreglos.
Herramientas de piso de perforación
Durante las tareas de perforación, al introducir y armar la sarta de
trabajo, tendrá que hacerse uso de herramientas que auxilien a los
trabajadores a construir la sarta para que ésta gane altura, y
alcance profundidades mayores. A continuación repasaremos
estas herramientas usadas en el piso de perforación para apoyo
de la sarta, para sostenerla y para enroscar los tramos de tubulares:
Llaves mecánicas de fuerza
Las tuberías cuentan con piñones y cajas, cuando se va a hacer una
unión entre dos tramos, se enroscara la parte inferior de la tubería
de arriba, con la parte superior de la tubería que está por debajo,
esto es, una unión piñón y caja respectivamente. Esta unión se
realizara al enroscar el piñón con la caja., haciendo uso de una
llave roladora para rotar el tramo que se enroscará. Una vez que el
tramo este enroscado, se utilizarán de las llaves mecánicas de
fuerza, que serán quienes proporcionen el apriete necesario para
asegurar los tramos.
Hay llaves de fuerza de tres clases:
o Clase “C” para tuberías de perforación y drill collars
o Clase “B” para tuberías de perforación, drill collars y
tuberías de integridad
o Clase “SDD” para tuberías de perforación, drill collars y
tuberías de integridad.
La diferencia entre estas tres clases de llaves radica en su rango de
torque y en el tipo de tubular en el cual se utilizan. La llave de
fuerza clase “C” tiene un rango de torque de 35,000 lbs/pie, y la
diferencia entre las llaves “B” y “SDD” es que la tipo “B” tiene
menor capacidad de torque, de 35,000 lb/pie, y la “SDD” tiene
capacidad de 50,000 lb/pie.
La llave tendrá que ser suspendida
en un cable de acero, y también se
le instalará un indicador de torque.
Este indicador servirá de referencia
para tomar medidas de control
durante el apriete.
Llave Roladora
El trabajo de una llave roladora es el de enroscar
tubería. La llave posee cuatro ruedas las cuáles
son quienes, al rotar, causarán así el
enroscamiento de la tubería. Al trabajar de forma
automática, realiza el trabajo de manera más
rápida.
Llaves de apriete para Tuberias de
revestimiento
Al introducir tuberias para revestir, se necesitara
una herramienta mecánica para que estás se
enrosquen de una forma rauda, esto es lo que se
logra con las llaves de apriete para TR. Las llaves
de apriete soportan una variada selección de
diámetros de casing, esto gracias a que sus
mordazas son intercambiables. Las llaves pueden
apretar automáticamente, y para conseguir un
apriete óptimo, se utilizara un indicador de torque,
de la misma manera que con las llaves mecánicas.
Hay que tener precaución para apretar, porque
Herramientas Especiales y Salvamento
Indicador de torque. También
llamado Dinamómetro

llegar a un apriete mayor que la resistencia al
torque de la tubería, puede causar problemas
serios en las conexiones del casing.
Cuñas para tubulares
Las cuñas para tubería son otro tipo de herramienta que se utiliza en el piso de trabajo, y a la cual también se
le da mantenimiento en el taller de herramientas especiales. Tienen como función principal sostener la sarta de
trabajo cuando la perforación está detenida, las cuñas asegurarán la sarta para que esta no caiga al pozo
cuando se estén haciendo conexiones entre tramos. Hay cuñas para tuberias de perforación, para
lastrabarrenas y para tuberias de revestimiento
Cuñas para Tubería de perforación
Su función es sostener la tubería de perforación a nivel mesa rotaria. Cuando la rotación de la sarta este
pausada, y se vaya a hacer conexión con otro tramo de tubería de perforación, se colocará la cuña sobre la
mesa rotaria y se asegurará el la sarta dentro de ella. Las cuñas para tubería poseen dados en su diámetro
interior, estos dados son realmente quienes mantendrán la sarta de perforación en su lugar, evitando que
resbale y se introduzca al pozo.
Llave de apriete para TR
En PEMEX se manejan las marcas ECKEL Y PHAR. Se aprecia el
torquimetro que se les es instalado para medir el esfuerzo de
torque que se le está aplicando al apriete
Dados de
cuña.
La superficie
rugosa de la
pieza impide
que la
herramienta
resbale.
En Pemex se manejan tres colores de cuñas para identificar
fácilmente los diámetros de tubería que pueden sostener, se
ha designado la herramienta de color rojo para diámetros de
tubería de 2 , las herramientas de color azul para diámetros
de cuatro pulgadas, y las herramientas de color amarillo para
diámetros de cinco pulgadas (Atención: esta clasificación por
colores es interna del Sector Perforación Reynosa, no deberá
tomarse como norma internacional)
Un conjunto
de dados se
extiende a lo
largo de la
longitud de
la cuña
Cuñas en sus diferentes colores

Cuñas para Drill Collar
Las cuñas para DC son un tanto diferentes a las cuñas para tubería de
perforación, en vez de usar dados para sostener la tubería, poseen un conjunto
de botones de agarre. Cada una de las bisagras de la cuña tiene su sección de
botones a lo largo de ella.
En el uso de cuñas para lastrabarrenas, es indispensable el uso de collarines, que
son usados como medida de seguridad. Estos collarines deberán ser
posicionados aproximadamente 10 centímetros por encima de la cuña, por si
llegase el caso de que la cuña fallara, el collarín caerá sobre la cuña y será él
quien ahora sostenga el drill collar, y al ser mínima la longitud de la caída, no se
dañará la herramienta gravemente.
Elevadores para tubulares.
Los elevadores tienen como función levantar los tubos o bajarlos hacia el pozo; éstos están conectados al block
viajero y son se elevan gracias al movimiento ascendente de block causado por el malacate. Los elevadores al
igual que las cuñas, tienen un orificio en donde se colocan los tubos, para esto, el elevador se abre y se
acomoda para abrazar al tramo de tubería que se trabajará. En los elevadores de Tubería de perforación, el
orificio reducirá su diámetro de forma cónica, esto para que la unión de la TP se siente sobre el diámetro
reducido y se sostenga para ser levantado. Para elevar tubería lisa (como drill collars lisos) se les tendrá que
adecuar un sustituto de levante que tiene hombros como la caja de una TP, y así podrá ser levantado.
El collarín tiene
dados quienes son
los que sostendrán
el tubo si la cuña
llegase a fallar
Arriba- Cuña para
DC
Abajo- Botones
retenedores para
sostener los tubos
Izquierda- Elevador para tubería de producción
Derecha- Elevadores para TP

Herramientas Especiales: Pescantes
Cuando tubería está trabajando dentro del pozo,
en ocasiones, debido a un mal trabajo de sarta, a
un derrumbe de la formación, o a la rotura de la
tubería a causa del fatigamiento, se puede quedar
herramienta atrapada dentro del pozo, a estos
cuerpos sólidos atorados se les denomina “Pez”.
Para lograr extraer del pozo el cuerpo atrapado, se
necesitarán herramientas especiales llamadas
Pescantes. En el taller de herramientas especiales
de Pemex exploración y producción las
herramientas especiales están pintadas de color
azul, si se enroscan hacia el lado derecho, y color
rojo, si es al izquierdo. Hay dos tipos de
pescantes: los de agarre exterior y los de agarre
interior, explicaré algunas con las que cuenta el
taller de herramientas especiales.
Pescantes de agarre externo
Pescante Bowen-150
Es la herramienta más segura y versátil debido a la
sencillez de su instalación y desconexión, así como
por su resistencia a la tracción y torsión. Este
funciona bajándolo hasta la herramienta atrapada,
dentro de él posee una cuña en forma de espiral, y
en esta cuña esta maquinada una rosca ahusada,
quien es quien agarrara y sostendrá el pescado.
Tarrajas
Estás se utilizan para recuperar pescados tubulares
como tuberias de perforación, lastrabarrenas,
mandriles, etc. Son básicamente un cilindro de
acero que por dentro tiene una rosca larga que
enganchará la herramienta atrapada. La amplia
longitud de la rosca interna de la tarraja está
fabricado para que a la hora de la pesca, la
herramienta se enrosque por lo menos hasta la
mitad de la rosca, para asegurar un agarre efectivo.
Canastas de circulación inversa (Chatarreras).
Muchas veces dentro del pozo se quedan
pequeños pedazos de herramienta que no
presentan alto riesgo a la operación como lo hace
un pez de tubería, para extraer y limpiar el fondo
del pozo de esos pedazos (que pueden ser
toberas, dientes de barrenas, etc.) se necesitará
una canasta de circulación, comúnmente llamada
Chatarrera, que con ayuda del fluido de
perforación, transportará los pedazos a unas
canastas recolectoras.
El flujo de lodo a través de ella saldrá por orificios
ubicados en el exterior del cilindro, este flujo será
expulsado hacia el pozo en forma de chorro y
posteriormente volverá a introducirse al cilindro
por la boca de la herramienta, ya adentro, el flujo
pasará a través de la canasta recolectora que
permitirá el paso de cualquier cuerpo solido pero
no su retorno, y así recolectará toda pedacería de
chatarra, evitando que regrese al pozo
Pescante Bowen-150 con sus
tres componentes principales
Las tarrajas tienen largas roscas que permiten
pescar en variados diámetros de tubería, y
también permiten conectarse con bocas de
pescado irregulares.
Flujo de entrada
Flujo de salida
Canasta recolectora

Pescantes de agarre interno
Machuelos
Se usan en operaciones donde no es posible hacer
una conexión con los pescantes de agarre exterior,
se utilizan en tuberías, lastrabarrenas, válvulas de
circulación. Tiene una rosca en forma cónica que
se ajustara al diámetro del pescado. Los
machuelos sirven para pesos ligeros.
Pescante interno para tubulares tipo “SPIDER”
Este pescante posee en su
exterior unas grapas que
realizarán el agarre del
tubular. Puede pescar tuberias
de producción, de
perforación, de revestimiento.
Otras herramientas especiales
Arpón para línea de acero: Cuando el pescado
dentro del pozo resulta ser línea de acero, el arpón
será utilizado para extraerla. Es una barra larga y
delgada con ramificaciones en forma de L, en las
cuales la línea de acero se enredara para poder ser
extraída
Escariadores (a): Sirven para limpiar el interior de
una Tubería de revestimiento. Poseen cuchillas
limpiadoras que son las que retirarán parafinas,
dientes de barrenas, etc.
Pescante magnético (b): Este pescante posee al
final una pieza magnética, al introducirse al pozo,
atraerá hacia él los pequeños cuerpos metálicos
que estén en el pozo.
Cortadores internos de TR (c): Esta herramienta
sirve para corregir el diámetro interno de la TR.
Izquierda: Canastas chatarreras de circulación
inversa en taller de herramientas especiales.
Arriba: Canasta. Esta es la pieza que recolecta la
chatarra
(a) (b) (c)

En conjunto al taller de herramientas especiales, está el taller de salvamento. Éste se hace cargo al
mantenimiento de válvulas de seguridad y de preventores, éstos últimos incluyen las pruebas para verificar su
correcto funcionamiento utilizando la unidad para operar preventores. Realizar un adecuado chequeo y
asegurar el perfecto funcionamiento de las herramientas prevendrá accidentes durante la perforación causados
por un descontrol del pozo.
Descontrol de pozo
Durante la perforación de un pozo, la presión de formación (también llamada presión de poro) va a ser
controlada por el lodo de perforación que esté circulando dentro del pozo. La densidad del lodo utilizada
tendrá que ser la adecuada para que la presión ejercida por el lodo sea ligeramente mayor que la presión de
formación, y que a su vez, sea menor que el gradiente de fractura a la profundidad dada. Una densidad de lodo
óptima evitara que los fluidos provenientes de los poros de la roca invadan el pozo, debido a que el lodo
ejercerá una presión mayor que la presión de formación. Cuando la presión de formación supera a la presión
del lodo, los fluidos originarios de entre los intersticios de la roca comenzarán a introducirse dentro del pozo, a
éste fenómeno se le llama “brote”. Hay indicadores que avisan la presencia de un brote, algunos ejemplos son
el aumento en el volumen de presas, un incremento en la velocidad de
penetración, la contaminación del lodo por gas; en condiciones de operación
idóneas, donde la presión de formación está siendo controlada, estas
situaciones no deberían presentarse. Si no se toman medidas contra los
indicadores de brote, ocurrirá un reventón. Un reventón es una manifestación
descontrolada de los fluidos de la formación, y estos saldrán expulsados a la
superficie a muy altas presiones. Esto tiene consecuencias graves, como daños
al personal y al equipo, y un daño severo
al ambiente de sus alrededores.
Para controlar un brote, los equipos de perforación cuentan con un
conjunto de preventores instalado encima del cabezal de la tubería de
revestimiento superficial, estos preventores tienen la capacidad de cerrar
el pozo y mantener confinados los fluidos invasores, controlando el
influjo proveniente de la formación.
Los preventores se pueden clasificar en dos tipos:
 Preventores de arietes (sencillos y dobles)
 Preventor esférico o anular
SALVAMENTO
Reventón en un pozo.
Presión del lodo > Presión de poro.
Preventor de Arietes Preventor esférico

Preventor Esférico o Anular
Este tipo de Preventor se utiliza para evitar la
salida a superficie de fluidos descontrolados que
viajen a través del espacio anular. En su interior
posee un elemento de hule sintético llamado
“dona”, que debido la compresión de un pistón a
causa de un impulso hidráulico, se deformara
concéntricamente ocasionando un sello perfecto
sobre el diámetro externo de la tubería dentro del
pozo, aislando el paso de fluidos a través el
espacio anular. Este Preventor se coloca encima
del conjunto de preventores de arietes, y será el
primero que actúe cuando se presente un brote
descontrolado.
Los preventores anulares pueden resistir un amplio
rango de presiones, que van desde los 5000, hasta
los 20,000 lb/pg2.
. Un arreglo de preventores se
diseñara en base a las presiones a las que se va a
trabajar, y todos los preventores que formarán
parte del diseño deben ser de la misma capacidad.
Preventores de arietes
A diferencia del preventor esférico que sella el
espacio anular con la dona, en los preventores de
arietes, son estos arietes los que sellan el espacio
anular, o dependiendo del tipo, cierran el pozo.
Los arietes de los preventores son piezas que van
dentro de los preventores, que son impulsadas por
un émbolo que se mueve a causa de un empuje
hidráulico. Hay diferentes tipos de arietes:
Arietes para tubería: Estos arietes tienen en su
parte frontal una sección cóncava, para que
cuando los arietes sean accionados y se cierren,
las secciones cóncavas de los dos arietes se
adapten al diámetro de la tubería que está dentro
del preventor, y así se selle el espacio anular. Hay
que tomar en cuenta que el círculo formado por
ambas secciones cóncavas de los arietes tendrá
que tener la misma medida que el diámetro
exterior de la tubería dentro del preventor para
que el sello sea apropiado. De otra forma, no
ocurrirá un buen sello y los fluidos podrán seguir
escapando.
Arietes variables: Estos tienen la misma función
que los arietes para tubería, la diferencia es que
estos arietes podrán usarse para un rango de
diámetro de tuberías, por eso su nombre.
La dona dentro del Preventor
se deformara debido a una
fuerza hidráulica, este efecto
causará que la dona “abrace”
al tubular dentro del
Preventor, haciendo un sello y
con aislar el espacio anularTubería Dona
Preventores anulares en taller de
Salvamento, en Pemex, Reynosa
La inyección de agua ocasiona
el movimiento ascendente del
pistón, que contrae la dona
Arietes para tuberia
Ariete variable. Este ariete trabaja con un
rango de tuberias de 3 hasta 5 pulgadas.

Arietes ciegos: Estos arietes no tienen concavidad
en su parte frontal, y sirven para cerrar el pozo
cuando no se encuentre tubería dentro de él.
Arietes de corte: Cuando se presente un brote
descontrolado y haya tubería dentro del pozo, los
arietes de corte tendrán la capacidad de cortar la
tubería para realizar el cierre. Los arietes de corte
pueden cortar tubería de
perforación, tubería
pesada, pero no drill
collars.
Los preventores de arietes pueden ser sencillos o dobles, y de tipo “U” o “UM”. Los preventores sencillos
tienen un bonete (parte que aloja el pistón y el ariete) a cada lado del cuerpo del preventor, en cambios los
dobles tienen cuatro bonetes, dos a cada lado del cuerpo del preventor.
Los tipo “”U” en su parte superior poseen un brida para hacer conexión, y los tipo “UM” en cambio, tienen
tornillos que harán unión con una brida.
Ariete ciego.
Ariete de corte
Doble tipo “U” Sencillo tipo “UM”
Arreglo de preventores convencional.
Empieza por debajo con un preventor de
arietes sencillo “UM”, por encima de este va
un preventor de arietes doble tipo “U”, y
colocado en éste último está sentado el
preventor anular
Arreglo de preventores en
un equipo de perforación
terrestre. Este conjunto está
conformado por un
preventor doble tipo UM, y
encima un preventor
esférico. En la parte inferior
esta un carrete de trabajo

Un arreglo de preventores se diseñara de acuerdo al riesgo, esto es, a las presiónes que se van a estar
trabajando durante la perforación. El trabajo con presiones altas tendrá por consiguiente un nivel de riesgo
mayor, y para estos niveles altos de riesgo el arreglo de preventores será más complejo.
Otros elementos del arreglo de preventores
Carrete espaciador: El carrete espaciador sirve para que el conjunto de preventores
gane altura. Este es un carrete con cuerpo liso, sin salientes, y con bridas en ambos
extremos.
Carrete de trabajo: Estos carretes tienen dos salientes laterales para
instalar la línea de matar y la línea de estrangular. Estas salientes deben
tienen válvulas de diferente tipo instaladas para controlar el flujo de
fluidos. En el extremo que dirige el flujo al ensamble de estrangulación
(línea de estrangular) se instala una válvula mecánica y una válvula
hidráulica. En el extremo opuesto (el de la línea de matar) se instalan dos
válvulas mecánicas y una válvula check. Ambas salientes cuentan con
porta estranguladores.
Válvulas del carrete: Una válvula es un mecanismo que impide en determinado momento el paso de fluidos.
Hay de diferentes tipos y existen válvulas para funciones específicas. En el carrete de trabajo se instalan tres
válvulas mecánicas, una válvula hidráulica y una válvula check:
Válvulas mecánicas: Se accionan mecánicamente girando un volante. El cierre o
apertura se logran con determinadas vueltas en el volante dependiendo del fabricante.
El mecanismo interior puede ser de compuerta o de paleta; en ambas, la restricción al
flujo es ocasionada por una obstrucción en el paso.
Válvulas hidráulicas: Éstas al igual que los preventores, son accionadas por la unidad
acumuladora y cierran a causa de un empuje hidráulico a un pistón, quien, dentro del
cuerpo de la válvula, desplaza una compuerta que impide el paso de fluidos de la
formación. Esta va instalada seguida de la válvula mecánica de compuerta que dirige los
fluidos hacia el ensamble de estrangulación.
Válvula Check: Este tipo de válvula tiene un mecanismo interior que permite que
el flujo pase, pero no sea capaz de retornar. Su funcionamiento particular es
debido a una clapeta instalada en el interior, que se abre cuando el flujo fluye
hacia un sentido.

Derivador de flujo (diverter): Este carrete posee dos salientes en su cuerpo en los que se conectarán válvulas
de cierre para controlar el flujo de fluidos. Este carrete se arma en conjunto con un preventor esférico y sirve
para confinar en la superficie los fluidos provenientes del pozo, y direccionarlos al ensamble de estrangulación,
donde posteriormente serán enviados a quema, o de vuelta a las presas (haciendo separación gas y lodo)
según se necesite.

A un pozo desde los inicios de la perforación, hasta el fin de su vida productora, se le tendrán que prestar
servicios con diferentes fines: para caracterizar el yacimiento y correlacionar con otros pozos, para dar
mantenimiento y hacer reparaciones en el interior del pozo, para aumentar la producción, etcétera. El área de
Servicios a pozos Norte se encarga de esos servicios prestados, y se subdivide en 4 áreas: Registros Geofísicos,
Línea de Acero, Cementaciones y Tubería Flexible.
Para conocer detalladamente las propiedades de la
formación que se está perforando, se correrá,
dentro del pozo con ayuda de una herramienta
especial, una toma de registros que medirán un
parámetro de la roca en función de la profundidad
del pozo. La finalidad de tomar estos registros es
tener un mejor conocimiento de la formación que
se está perforando, y poder usar esa información
recabada para correlacionar con otros pozos, así
como determinar la profundidad en que se
realizarán los disparos.
Conocer las propiedades de la roca es muy
importante, pues con ellas se pueden deducir
otros parámetros de interés como la
permeabilidad, la saturación de agua, o el
contenido de hidrocarburo en la roca.
Proceso de la toma de registro
La toma de registros se realizará con el equipo de
perforación en sitio; después de terminar una
etapa en la perforación, la unidad automotora de
registros arribará a la locación del pozo. El
malacate de la unidad de registros se ayudara de
la polea viajera para introducir de manera vertical
la herramienta al pozo, obviamente al insertar la
herramienta de medición de registros no habrá
sarta de perforación en el interior del pozo
(estamos hablando de medición de registros con
herramienta descendida mediante cable, y no
donde la herramienta de medición forma parte de
la sarta de trabajo –logging while drilling-).
Dependiendo del parámetro que se quiera medir
será la naturaleza de la herramienta introducida.
La herramienta descenderá hasta el fondo y
comenzara su toma de datos una vez que
comience a ascender. La velocidad de medición es
aproximadamente de nueve metros medidos cada
minuto, y todo lo medido se irá registrando en un
software instalado en la computadora de la unidad
de registros. Una vez terminado el registro, se
retirará la herramienta de medición del pozo y la
unidad de registros regresará a su departamento
para entregar el registro, y posteriormente ser
enviado a diseño de explotación para análisis.
Servicio a Pozos: Registros Geofísicos
Unidad de registros (UR)
Controla el descenso de
la sonda y su información
recabada es recibida por
el computador.
Interior de la UR. El panel de
control de lado izquierdo
controla el malacate y la
computadora del lado
derecho recibe la
información obtenida.
Software OP de
Schlumberger; crea el
registro del pozo de la
información recopilada
Registros Geofísicos

Tipos de registros geofísicos
Los registros se clasifican por la naturaleza de la
fuente de medición, y son:
 Registros Eléctricos
 Registros Nucleares
 Registros Sónicos
Registro Eléctricos
Utilizan corriente eléctrica como la fuente de
medición. Los registros eléctricos se fundamentan
en la resistividad y la conductividad de las
formaciones. La resistividad es una propiedad de
los materiales que les expresa la capacidad que
tienen de oponerse a un flujo de corriente
eléctrica; por otra parte, la conductividad es la
capacidad que tienen los materiales de prestarse a
conducir una corriente eléctrica, ambas
propiedades son contrarias una con la otra.
Entonces, un material altamente resistivo tendrá
una pobre conductividad, y viceversa. Sabemos
que el agua salada es una buena conductora de
electricidad, y también se sabe que los
hidrocarburos son malos conductores de
electricidad. La naturaleza nos permite diferenciar
si en el volumen poral hay agua salada o hay
hidrocarburos, simplemente analizando las curvas
de resistividad. Sin embargo, la curva de
resistividad no solo está en función de los fluidos
saturando los poros, sino también del tipo de
formación. Algunos de los registros eléctricos son
el Arreglo inductivo (AIT), Doble Laterolog (DLL),
Potencial Espontáneo (SP), Doble inducción
fasorial.
Registros Nucleares
Estos registros utilizan una emisión radioactiva
como su fuente de medición. Las herramientas
pueden ser del tipo Rayos gamma, netruónicas, o
de radiación natural, y por lo general son usadas
para determinar la porosidad o la arcillosidad de
las formaciones. Los registros como Rayos gama
naturales (GR), Espectroscopia de Rayos Gamma
(HNGC), Neutrón Compensado (CNL), Litodensidad
compensada (LDT), son algunos de los registros de
principio radioactivo que se corren en los pozos.
Registros Sónicos
El sonido necesita un medio para transmitirse, y
viaja en ese medio en forma de ondas
longitudinales. En la atmósfera, el sonido viaja a
través de las moléculas del aire, y su velocidad va a
depender de la temperatura; en promedio, en la
atmosfera terrestre, la velocidad del sonido en el
aire es de 350 metros por segundo. La velocidad
del sonido en un sólido, depende de la densidad
del material; mientras más denso sea, mas rápido
viajará el sonido. Los registros acústicos miden el
tiempo de tránsito de una onda de sonido en las
diferentes formaciones, viajando más rápido en
formaciones más densas, y más lento en
formaciones menos densas. Algunos registros
sónicos: Sónico dipolar (DSI), Sónico de porosidad
(BHC)
Respuesta típica de un
registro eléctrico de
resistividad; la curva
tiende al lado
izquierdo si la
medición en ese
intervalo marco alta
resistividad, y a la
izquierda si marco baja
resistividad
Respuesta de un registro de
rayos gamma y de un
neutrón compensado al
cambio de formación. El
registro GR tiene a la
derecha si la formación es
arcillosa. El CNL mide el
índice de hidrogeno del
fluido en los poros, con lo
que se puede calcular la
porosidad.

Registros de estructura
Los registros que repasamos anteriormente sirven para determinar o calcular alguna propiedad de la formación
como la porosidad, la permeabilidad, la saturación de agua, sin embargo, también se corren registros dentro
del pozo para medir la geometría o el estado de la tubería de revestimiento. Algunos de estos registros son:
Registro Caliper (CALI): La sonda Caliper separa de su cuerpo unos brazos que son quienes medirán la
condición verdadera del hoyo, cuando comience el descenso. El hoyo perforado nunca va a tener un diámetro
uniforme, por lo tanto, un cálculo de volumen de pozo arrojará un valor irreal, pero el registro Caliper te
permite obtener una estructura interna más real del pozo y nos ayudará a calcular un volumen más
aproximado a la realidad.
Registro de inclinometría (GPIT): Cuando hablamos de un pozo vertical, por fines didácticos se considera
que la verticalidad del pozo como perfecta. Esto está muy alejado de la realidad; la barrena al perforar nunca
seguirá una dirección completamente uniforme, siempre tenderá a desviarse. El registro de inclinometría
permitirá saber el ángulo de inclinación del pozo
Registro de evaluación de la cementación (CBL): La cementación puede ser evaluada mediante este registro.
Es un registro tipo acústico, que emite unas ondas de sonido para viajar en la tubería. Este registro determina si
hay ausencia de cemento entre la tuberia revestidora y el pozo o si el cemento se ha adherido a la tubería.
Las curvas de registro
sónico concuerdan
con las curvas de la
densidad de la
formación. Las
formaciones más
densas tendrán una
velocidad de sonido
mucho mayor que las
formaciones menos
densas.
(a) Sonda para registro DSI;
(b) sonda para registro GR;
(c) sonda para CNL
(a) (b)
(c)
CALI GPIT CBL

Los servicios prestados por la línea de acero se realizan una vez que el pozo
ya está terminado. La línea de acero proporciona una forma de realizar
operaciones a un pozo con producción. Los trabajos ahora se realizarán
dentro de una tubería de explotación de 3 (Tubing less en provincia
burgos), por lo tanto se necesitara medio más simple de introducir
herramienta al pozo, a diferencia de un equipo de perforación.
La línea de acero es un elemento tipo alambre fabricado de acero, tiene una
diámetro de entre 0.72” hasta 0.108”, con una longitud de varios miles de
metros. Se enrolla en carretes para su transporte y operaciones, y los
trabajos con ella se realizan mediante una unidad automotora de línea de
acero.
Algunas de las operaciones que realiza el área de Línea de Acero son: Calibraciones, Registros de presión,
Pruebas de variación de presión, Instalación de Mejorador de Patrón de Flujo tipo Venturi (sistema artificial), y
en casos donde se necesite recuperar herramienta atrapada dentro del pozo, también se le pueden adecuar
pescantes recuperadores. Estas operaciones serán explicadas brevemente mas adelante.
Proceso de la intervención con línea de acero
Una vez que la Unidad de Línea de Acero (ULA) se presenta en la ubicación del pozo, comenzara la instalación
de los componentes. La ULA (1) traerá consigo todo lo necesario para realizar la operación, o sea, la Línea de
acero, el equipo de control de presión, y la mano de obra para operar. Sobre el árbol de válvulas, encima de la
válvula de sondeo, se instalará una brida adaptadora, y sobre esta se comenzará a armar el equipo de control
de presión (2). Esto es, un conjunto sencillo de preventores, una trampa de herramienta, lubricador, atrapador
de herramienta y un estopero. Dependiendo de lo que se le vaya a hacer al pozo, va a ser la herramienta que
se conectara a la línea. La conexión entre línea de acero y herramienta se conseguirá pasando la línea a través
de una cabeza adaptadora, y para evitar que la línea se salga, hacer un nudo (3) con el extremo libre para que
la línea no pueda salirse por donde entró, y de esa forma se tendrá un adaptador para conectar las
herramientas(4). La introducción de la herramienta al pozo se hará de manera vertical, a través de la válvula de
sondeo. Una vez terminado la operación, el equipo será desarmado y se retirarán de la localización.
Línea de Acero
(1) Unidad de Línea de Acero (ULA): Esta
unidad tiene una cabina que controla el
movimiento de la línea e acero, y una grúa
que sirve para armar el equipo de control de
presión
(2) Equipo de control de
presión armado sobre la válvula
de sondeo
(3) Extremo libre de
la línea de acero
hecho nudo
Unidad de Línea de Acero (ULA): Esta unidad
tiene una cabina que controla el movimiento
de la línea e acero, y una grúa que sirve para
armar el equipo de control de presión
(4) El nudo
evitará que la
línea salga por el
orificio donde
entró

El equipo de Control de presión (ECP)
Cuando se van a intervenir pozos productores, siempre debe
considerarse que dentro del pozo habrá una presión causada por el
yacimiento. Estas presiónes varían de pozo a pozo, y en ocasiones las
presiónes alcanzaran valores muy altos. Para evitar desastres, en las
operaciones de línea de acero (y disparos) se instalara un Equipo de
Control de Presión, que tiene como función prevenir una fuga
descontrolada de fluidos provenientes del pozo. El equipo de control
de presión, empezando por la parte de arriba, consta de:
Estopero: El estopero direccionará hacia el pozo la línea de acero
salida de la ULA, por medio de una polea. Después de cambiar de
dirección gracias a la polea, la Línea se introducirá en el estopero para
posteriormente entrar en el lubricador.
Atrapador de Herramienta: Su objetivo es sostener la herramienta en
la parte superior del equipo de control. Cuando se terminen las
operaciones, el ascenso de la línea regresará la herramienta a
superficie y será el atrapador quien la sostenga. Funciona de manera
hidráulica.
Lubricador: A pesar de su nombre, este elemento no tiene como
función lubricar herramienta. Su función es proporcionar un conducto
para el paso de la herramienta.
Trampa de herramienta: Su objetivo es evitar que la herramienta
caiga dentro del pozo. Si de alguna forma la herramienta se llegara a
soltar en el atrapador, la trampa de herramienta evitara que caiga al
pozo. Se maneja manual o hidráulicamente.
Preventor: Sirve para controlar la presión del pozo. El funcionamiento
es igual que el de un preventor de arietes de perforación, solo que éste
es más pequeño. Otra diferencia es que este puede manejarse de
manera hidráulica o manual.
Una consideración muy importante cuando se use el ECP, es que
dentro de este, cualquier tipo de flujo hacia la atmósfera debe estar
imposibilitado. Los fluidos del pozo deben estar confinados y no
permitírseles encontrar una salida, porque saldrían expulsados a muy
altas presiónes, situación que puede ser peligrosa para el equipo,
además de la pérdida de producción. Un punto crítico en el escape de
fluidos es el estopero; que es en donde la línea de acero se introduce
al ECP. Un sello en el estopero es logrado gracias a elementos de hule
colocados dentro del estopero, que serán comprimidos manualmente
para crear un sello alrededor de la línea, impidiendo el paso de fluidos.
La línea de acero pasa a través de los elementos de
hule dentro del estopero. Estos hules causan el sello
al comprimirse
Los ECP tienen capacidades desde 3000
psi, hasta 10,000psi. Y se escogen
dependiendo de las presiones del pozo
en el cual se trabajará.

Principales operaciones con Línea de Acero
Calibraciones: La calibración sirve para verificar si los intervalos productores están libres de obstrucciones.
Para determinar si los intervalos están obstruidos y con que, a la línea de acero se le instalará un Block de
Impresión. Al bajar el block de impresión al pozo y llegar
a la profundidad de la obstrucción, el block de
impresión golpeará la obstrucción, y la huella quedará
marcada en su base de plomo. Con esto se conoce que
es lo que está tapando el intervalo. Estas razones
pueden ser: Arena de la formación, derrumbes de TR, o
herramienta atrapada.
Registros de presión: Esta operación consiste en bajar una sonda al interior del pozo a la profundidad de los
intervalos para medir la presión de fondo fluyente y estática. Esto
ayuda a definir sistemas artificiales.
Pruebas de variación de presión: De la misma manera que los
registros de presión, una sonda es bajada hasta la profundidad
media de intervalos en el pozo, y se mide el incremento y
decremento de la presión cuando se cierra y abre el pozo. Realizar
pruebas de incremento y decremento nos permite conocer las
condiciones de flujo del pozo. La información obtenida de ellas
sirve para definir ciclos de lanza barras espumantes y de válvula
motora.
Instalaciones de MPFV: El mejorador de patrón de flujo tipo Venturi es un sistema
artificial hecho por el Instituto Mexicano del Petróleo, y sirve para explotar de manera
moderada el yacimiento, prolongando la vida fluyente.
Pescas: Cuando herramienta se encuentre atrapada dentro del pozo (por lo general Venturis y Tuberias
Capilares) se conectará un pescante a la Línea de Acero y se bajara la herramienta para intentar recuperar el
pez.
Blocks de impresión de diferentes diámetros
Sondas para registros de presión
MPFV
Pescante Otis
Pescante tipo arpón

La ubicación del departamento de cementaciones
es en el Campo Reynosa, y está en conjunto con
Tubería Flexible, otra de las cuatro sub-áreas de
Servicio a Pozos. El área de cementaciones se hará
cargo de las cementaciones primarias y
secundarías que sean necesarias efectuar durante
las maniobras de perforación. Es Cementaciones
quien mezcla, prepara, e inyecta el cemento al
pozo para conformar las etapas de revestimiento
Cementación y sus tipos.
Una cementación es toda aquella operación donde
se inyecte un volumen determinado de lechada de
cemento al pozo. De esto, tenemos tres tipos de
cementaciones:
 Cementación Primaria
 Cementación Secundaria
 Colocación de Tapones de Cemento
Cementación Primaria
La cementación primaria consta en inyectar un
volumen de cemento a través de las tuberias
revestidoras y desplazarlo para que cuando salga
por extremo inferior de la tubería suba ahora por
el espacio anular entre el hoyo y la tubería
revestidora y después esperar el fraguado. Este
acto deja el pozo protegido por una capa de
cemento que le dará estabilidad. Cada que se
cementa una tubería de revestimiento, se estaba
llevando a cabo una cementación primaria.
Las etapas del pozo se diseñaran de manera
telescópica, es decir, cada etapa nueva va a tener
un diámetro menor a la etapa anterior.
Dentro de la cementación primaria, podemos
clasificar cuatro tipos de tuberías de revestimiento:
Tubería Conductora: Esta tubería sirve para crear
un conducto al paso de fluidos desde la superficie
a la barrena. Esta tubería no cuenta como etapa.
Tubería Superficial: Es la segunda tubería de
revestimiento que se cementa. Ésta será la primera
etapa de la perforación. En ella se sienta el
conjunto de preventores
Tubería Intermedia: Su función principal será
aislar las zonas de presiónes anormales. Puede
haber más de una tubería intermedia en los pozos.
Tubería de Explotación: Este tipo aísla la zona
productora, proporcionando a los hidrocarburos
un conducto para que fluyan. En ocasiones se
cementara una tubería de explotación corta o Liner
para disminuir costos de cementación al no llegar
el cemento hasta superficie.
En la región de burgos se usa la terminación
“Tubing Less”, donde la ultima tubería de
revestimiento (de explotación) de 3 funcionará
como el conducto para que los fluidos viajen a
superficie. En este tipo de terminación, no se usa
aparejo de producción.
Cementaciones
Arreglo básico
de TR’s
mostrando los
cuatro tipos de
Tuberías de
Revestimiento

Cementación Secundaria
La cementación secundaria, también llamada
forzada, es la cementación de un volumen de
lechada en un punto específico. Usualmente es
usada corregir problemas en la cementación
primaria, pero también sellar intervalos.
La cementación secundaria funciona por la
deshidratación de la lechada. Al inyectar con
presión hidráulica el volumen de lechada para
remediar alguna fisura en la cementación primaria
o para sellar intervalos abatidos, la lechada se
introducirá en la fisura o intervalo, y a causa de la
presión a la que están sometidos, las partículas de
agua se adentrarán a la formación, pero no las
partículas d cemento, porque son muy grandes
para entrar por los poros.
Tapones de cemento
Un tapón de cemento entra en la clasificación de
secundaria, y es un cierto volumen de lechada que
se induce en el pozo para:
 Desviar la trayectoria del pozo.
 Curar pérdidas de circulación
 Aislamiento de zonas
 Abandono del pozo.
Desviar trayectoria: Una trayectoria se desvía
para recuperar la dirección y el ángulo en una
perforación direccional, o bien para abandonar
herramientas atrapadas en el agujero.
Curar pérdidas de circulación: Estos sellan zonas
donde ocurren pérdidas de circulación de los
fluidos de perforación,
Aislamiento de zonas: Un tapón sirve para asilar
zonas productoras de agua, para bloquear el pozo
para incomunicar zonas, etc.
Abandono de pozos: Las zonas productoras se
han agotado, y se procederá a taponar el pozo
para abandonarlo, esto significa tapar cada uno de
sus intervalos para evitar que fluidos remanentes
contaminen acuíferos superiores.
Unidades automotoras para procesos de
cementado
Camión de Silos (1): Esta unidad es donde el
cemento que se usará es almacenado en dos
contenedores llamados “Silos”. Estos contenedores
tienen la función de mover el cemento para evitar
que se seque, y el movimiento es ocasionado de
forma neumática. Cada silo tiene una capacidad
de seis toneladas, teniendo en conjunto 12
toneladas de capacidad de almacenamiento de
cemento. La unidad tiene un mecanismo de
descarga llamado “pulmón”; esté tomará el
cemento aireado de los silos y lo expulsara;
separando la mezcla de cemento y aire. El cemento
saldrá por debajo, y el aire por la parte superior.
Unidad cementadora de Alta presión (2): Es la
unidad que inyectará el cemento mezclado con sus
aditivos al pozo. Está unidad tomará el cemento
salido de los Silos, se le añadirán aditivos si es
necesario, y será inyectado al pozo.
(1) (2)

La tubería flexible (TF) es un largo tramo tubería
de metal, normalmente de entre 1” a 3.5” que se
utiliza para intervenir los pozos productores y
efectuar operaciones en ellos. La tubería flexible
va enrollada en un carrete, que es transportado
por la Unidad de Tubería Flexible (UTF). La Unidad
de Tubería Flexible consta de:
Cabina de control: Aquí se encuentran los
controles de la unidad. En esta cabina se
encuentran los manómetros e indicadores de peso
de la tubería, también se controla la velocidad de
inducción, el desenrolle de la TF del carrete, se
manipula el cierre de los arietes de los
preventores, etc.
Carrete para la TF: Sirve para almacenar la TF
enrollada durante el transporte y el uso
Unidad de Potencia: Motor de diesel de
combustión interna. Esta unidad produce la
potencia necesaria para poner en función todos
los componentes de la unidad.
Conjunto de preventores: Permite mantener un
control sobre el pozo en caso de sobrepresión. El
preventor cuenta con cuatro juegos de arietes:
Ciego, corte, de cuñas, y de tubería, en orden
descendente. Funciona de manera hidráulica o
manual.
Estopero Hidráulico: Tiene función aislar el
espacio anular entre la tubería de revestimiento y
la tubería flexible. Esto se logra con un conjunto de
hules colocados alrededor de la tubería, que se
expandirán y crearan un sello en el espacio anular.
Cabeza inyectora de tubería: Su función principal
es la de suministrar el esfuerzo para soportar el
peso de la sarta de tubería al introducir o extraer la
tubería flexible del pozo. Se compone de sistemas
de frenos, tensionadores y cadenas, cuello de
ganso, stripper.
Operaciones con Tubería Flexible.
En Reynosa, los trabajos con tubería flexible se
enumeran de la siguiente manera según lo mas
usual.
1. Inducción con Nitrógeno
2. Limpieza e inducción con gel y nitrógeno
3. Desarenamiento con gel y salmuera
4. Moliendas de tapón
5. Pescas con arpón para Línea de Acero
6. Pruebas de circulación.
Tubería Flexible
Unidad de Tubería Flexible
Ensamblaje de TF en pozo

El hoyo que servirá de conducto para el viaje de los hidrocarburos desde el yacimiento hasta superficie es
creado por la barrena, que tendrá conectados una serie de tubos encima para ganar profundidad. A mayor
profundidad, mayor será la cantidad de tubos que le serán adicionados a la sarta de perforación. La condición
de estas tuberías es de mucha importancia, pues el uso de tuberias en malas condiciones podrá originar
problemas de rompimiento de tubos o pérdida de circulación de fluido. El departamento de Inspección Tubular
se encarga de inspeccionar y dar mantenimiento a los componentes del mástil o torre del equipo y a las
tuberías que conforman la sarta de perforación, así como el suministro de los mismos a tiempo en la boca del
pozo.
Primero revisaremos los elementos que componen una sarta de perforación, para posteriormente los métodos
de inspección que se le realizan a cada uno de ellos.
Elementos de la Sarta de Perforación.
La sarta de perforación es el conjunto de tuberías
conectadas que sirve para transmitir la rotación
desde la mesa rotaria hasta la barrena, para
proporcionar un conducto al fluido de perforación,
así como para ganar profundidad en la
perforación. La sarta está constituida por
diferentes tipos de tubos, cada uno con funciones
específicas para realizar una perforación exitosa.
De forma descendente, está conformada por:
Flecha (KELLY): Aunque no es parte de la sarta
de perforación, transmite la rotación causada por
la mesa rotaria hacia la sarta, y soporta toda la
carga de la sarta. Hay dos tipos de flecha:
Cuadradas (1) y Hexagonales (2). En perforación,
se usará comúnmente la flecha hexagonal puesto
a que sus seis caras proporcionaran un agarre con
el buje maestro más firme, para trabajos más
rudos. Las cuadradas se usan comúnmente en la
reparación de pozos.
Inspección Tubular
(1) (2)
Tubería de Perforación (Drill pipe): Son
tubulares largos y huecos, de aproximadamente 9
metros de longitud, conformados por el cuerpo del
tubo, y las juntas de unión en los extremos. Este tipo
de tuberias son las más numerosas que se utilizan
dentro del pozo. Su función principal es conectar el
ensamblaje de fondo (BHA- Bottom Hole Assembly)
con la mesa rotaria. La conexión entre tuberias se
realiza mediante un enroscamiento de un piñón (en
la parte inferior) con una caja (en la parte superior).
Las tuberías de perforación se pueden clasificar de la
siguiente manera:
o De acuerdo a su resistencia a la tensión
o En función a su desgaste
Clasificación de acuerdo a la resistencia a la
tensión: Esta clasificación consta de una letra
(escogida arbitrariamente por los fabricantes) y un
guión seguido de dos dígitos (que expresan la
resistencia a la tensión multiplicada por mil)
E-75: Tuberías de perforación con resistencia mínima
de 75,000 libras. Se pueden identificar fácilmente
pues se les pinta de manera intencional una sola
franja en el cuerpo del tubo.

X-95: Tuberías de perforación con resistencia a la
tensión mínima de 95,000 libras. Estas se
identifican por tener dos franjas en el cuerpo del
tubo, y una ranura en la junta.
G-105: Tubería de perforación con resistencia
mínima a la tensión de 105,000 libras. Se les
reconoce por tener tres franjas pintadas en su
cuerpo y dos ranuras en su junta.
S-135: Tuberías de trabajo con resistencia a la
tensión mínima de 135,000 lbs. Éstas tienen en su
cuerpo cuatro franjas pintadas, y en su junta tienen
tres ranuras.
Clasificación en función de su desgaste: Las
tuberias de trabajo están sometidas a esfuerzos de
tensión, compresión, de presión interna, de
colapso y torsión. Después de haberse usado,
habrá, de alguna u otra manera, sufrido desgaste a
causa de las fuerzas ejercidas en ellas. La tubería
completamente nueva, es clasificada de esa
manera, como “nueva”; después de haberse
usado, habrá sufrido un desgaste, entonces baja
de clase “nueva” a clase “Premium”, que son
tuberías con desgaste ligero; conforme la tubería
“Premium” se desgasta cada vez más, entonces
bajará a “clase 2”; posteriormente a “clase 3”; y
finalmente a “clase 4” que son tuberías de
desecho. Se puede definir cada una de estas de la
siguiente manera:
Nueva: Tubería de perforación nueva, sin usar,
por lo tanto, sin desgaste.
Premium: Aquellas con desgaste uniforme y un
espesor de pared mínimo del 80%
Clase 2: Son aquellas que han sufrido un
desgaste de forma excéntrica de más del 20% del
cuerpo del tubo; con un espesor de pared mínimo
del 65%
Clase 3: Con desgaste en todo el cuerpo del tubo;
con un espesor mínimo de pared del 55%
Clase 4: Tuberías con menos del 55% de espesor
de pared y con desgaste en todo el cuerpo del
tubo; estas no entran en los rangos de espesor ni
desgaste de cuerpo de las tuberias anteriores, por
lo tanto, son desecho.
La colorimetría de los tubos es: Franjas Blancas =
Premium; Franjas amarillas = Clase 2; Franjas
Naranjas = Clase 3; y Franjas Rojas = Clase 4
En el departamento de Inspección Tubular se
manejan Tuberias de perforación de 2 “, 3 ”,
4”, 4 ”, y 5
Tubería de
perforación
S-135

Ensamblaje de Fondo (BHA-Bottom Hole
Assembly)
El ensamblaje de fondo se puede definir como el
arreglo de Tuberías de amplio peso,
lastrabarrenas, estabilizadores y otros elementos
que se instalarán entre la barrena y la primera
tubería de perforación introducida al pozo. Sus
funciones principales son proporcionar peso a la
barrena y controlar la trayectoria del pozo. El
ensamblaje de fondo forma parte de la sarta de
perforación y lo conforman:
Tubería de amplio peso (Heavy Weight):
Este tipo de tubería sirve como transición de
esfuerzos entre la tubería de perforación y los
lastrabarrenas, evitando la fatiga de la tubería de
perforación. Es parecida a la tubería de perforación
normal, pero la Tubería de amplio peso tiene un
grosor de pared mayor por lo tanto un diámetro
menor que la tubería de perforación, las uniones
son de longitud más alta, y en el centro de su
cuerpo tiene una sección de diámetro ligeramente
mayor; a esta sección se le llama luneta. Hay
tuberias de amplio peso de tipo liso (1) y de tipo
helicoideal (2). La diferencia entre los dos tipos,
radica en que la de tipo helicoideal, por su diseño,
reduce el área de contacto con las paredes del
pozo, y esto disminuye los problemas por
atascamiento.
Lastrabarrenas (Drill Collars): Son tubos lisos
o helicoidales, de gran peso y rigidez, que sirven
principalmente para proporcionar peso a la
barrena y dar rigidez a la sarta.
El peso sobre la barrena (WOB-Weight over bit)
debe ser siempre proporcionado por los
lastrabarrenas (y en ocasiones poco
convencionales, también por la tubería pesada), si
el peso sobre la barrena también es aplicado por la
tubería de perforación, ésta dejaría de estar en
tensión, y esto aumentaría el riesgo de pandeo.
Estabilizadores (Stabylizers): Son tubos
pequeños con aletas en la sección central de su
cuerpo. Los estabilizadores sirven principalmente
para controlar la desviación de la trayectoria del
pozo, eliminando los puntos de tangencia (puntos
de contacto entre la sarta y la pared del pozo).
Como punto importante, para que un estabilizador
realice correctamente sus funciones, su diámetro
externo debe ser de la misma magnitud que el
diámetro externo de los lastrabarrenas y el
diámetro radial de sus aletas debe de ser
equivalente al diámetro de la barrena.
(1) (2)
Estabilizador de 8” x 22”;
Ocho pulgadas de diámetro
externo (igual que
lastrabarrenas), por veintidós
pulgadas de diámetro radial
de las aletas (mismo
diámetro que la barrena)

Porta barrena: Todos los tubos usados para
armar la sarta de perforación se conforman de una
caja y un piñón (parte superior e inferior
respectivamente), y la barrena tiene únicamente un
piñón en la parte superior, como se muestra aquí:
Para lograr la conexión entre la barrena y el tubo
encima de ella, ya sea lastrabarrena o estabilizador,
se instalará encima de la barrena una porta
barrena. Éste es un sustituto para enlace que
cuenta con dos cajas, para que en la parte superior
e inferior puedan enroscarse piñones. Esta porta
barrena aloja en su interior una válvula de
contrapresión que evita que el fluido de
perforación se regrese y se le sea obligado a
ascender por el espacio anular
Barrena (Drill bit): La profundización de un
pozo es a causa por la disgregación de la roca,
debido a las perturbaciones axiales que se generan
sobre el fondo intencionalmente. Estas
perturbaciones las causa la barrena de perforación,
que aún es parte del ensamblaje de fondo. La
barrena tiene como función principal disgregar la
formación y expulsar el fluido de perforación a
través de sus toberas para que los recortes sean
transportados a superficie. Las barrenas
generalmente se clasifican en dos tipos: Tricónicas
y de Cortadores Fijos.
Barrenas Tricónicas: Estas barrenas tienen como
característica poseer tres conos con dientes
fresados o de insertos en cada uno de ellos. Cada
cono es móvil y su movimiento es gracias a la
rotación de la sarta. Este tipo de barrena se utiliza
para formaciones blandas a duras dependiendo
del tipo de diente. Su mecanismo de disgregación
es a causa de la compresión de la formación
causada por el diente.
Barrenas de cortador fijo: Este tipo de barrenas
están conformadas por un solo hombro con
insertos de diamante poli cristalino incrustados en
el cuerpo de la barrena. El mecanismo de corte por
cizallamiento. Los elementos de corte en este tipo
de barrenas pueden ser de diamante (natural o
impregnado) o de PDC (compuesto poli cristalino
de diamante).
Estos son los componentes que normalmente
componen una sarta de perforación convencional.
En Inspección tubular se les da mantenimiento a
cada uno de ellos, excepto a las barrenas de
perforación. Sin embargo,, la sarta puede
necesitar otros elementos extras para realizar
enlaces entre conexiones y levante de tubería.
Como lo son los siguientes
Piñones en la parte
inferior del tubo
Piñón en la parte
superior de la barrena
Porta barrena

Elementos adicionales.
Algunos de los elementos adicionales que se
instalan en la sarta de perforación son:
Sustituto de levante (Madrina): Cuando en el
piso de perforación se necesita levantar un tubo
para realizar conexiones, se auxiliarán con
elevadores para tuberias (ver la sección de elevadores
en herramientas especiales). Para levantar
lastrabarrenas se necesitará adecuar un sustituto
de levante para poder alzarla, puesto a que este
tipo de tuberías son lisas (no cuentan con junta
con una ampliación de diámetro como en la
tubería de perforación o en la de amplio peso) no
puede levantarse con elevador porque no se
efectúa un agarre entre la sección cónica del
elevador y el diámetro uniforme del lastrabarrena.
El sustituto de levante, comúnmente llamado
“Madrina”, se instala por encima de la
lastrabarrena, este sustituto tiene una caja con
diámetro mayor para poder realizar el
levantamiento.
Combinaciones para conexión: Estas
combinaciones se utilizan para hacer una conexión
entre dos elementos de diferente diámetro. En la
imagen, se hace una conexión entre una caja con
una rosca de 4” IF (internal flush) y un piñón para
un diámetro de 4 ” IF.
Doble piñón: En el quipo de perforación, debajo
de la unión giratoria (Swivel) se coloca un
elemento llamado Kelly Spinner, y para hacer la
conexión entre estos dos componentes se hace
uso de un doble piñón, puesto a que ambos
componentes tienen rosca; la unión giratoria en la
parte inferior, y el Kelly Spinner en la parte
superior.
La sarta, en forma general, estaría gráficamente
compuesta de la siguiente manera:
Flecha
Tubería de Perforación
Tubería de Amplio Peso
Lastrabarrena
Porta barrena
Barrena

Sarta lavadora
En el área de inspección tubular, también tienen
componentes de una sarta lavadora. La sarta
lavadora es un tipo especial de sarta que no se usa
para perforar el pozo, si no para adecuar el hoyo
para poder dejarlo acondicionado para una
operación de pescado. Cuando a causa de un
derrumbe de la formación la parte inferior de la
sarta queda entrampada y no puede subirse a
superficie, se tendrá que emplear una perforación
con sarta lavadora para retirar el derrumbe que
mantiene la sarta inmóvil.
Al ir profundizando el pozo, se podrá llegar a
formaciones blandas o no completamente
consolidadas, las cuales debido a el rompimiento
de la roca causado por la barrena y una alta
velocidad del chorro de fluido salido por las
toberas, se derrumbarán, y la masa de roca que se
separó, atrapará la herramienta y no le permitirá
seguir perforando, esto ocasiona un pescado. Para
poder liberar ese pescado, se tendrá que hacer uso
de las herramientas especiales vistas en la sección
de herramientas especiales. Pero para poder lograr
recuperar la herramienta atascada, primeramente
los técnicos se tendrán que deshacer de la masa
rocosa que está impidiendo que el movimiento de
la sarta sea posible. Esto se logra introduciendo un
elemento de corte (similar a una barrena) que
pueda triturar la roca pasando en el espacio entre
la tubería atrapada y las paredes del pozo.
Una sarta lavadora se conforma de tubulares de
diámetro interno muy grande, con caja pero sin
hombro, similares a las tuberías revestidoras, y en
el fondo, lleva un molino para corte, quien es
quien desintegrará la roca derrumbada.
Los diámetros de las tuberías lavadores deberán
ser seleccionados de tal forma que el diámetro
interno sea lo suficientemente grande para
acomodarse de acuerdo al diámetro externo de la
herramienta atascada, y que su diámetro externo
sea menor que el diámetro interno del hoyo
perforado para que pueda rota, y dejar paso al
fluido de perforación.
Los elementos de corte utilizados también se
seleccionarán dependiendo de las condiciones en
el fondo del pozo, cada tipo de elemento cortante
sirve para un procedimiento en especial; Un
cortador dentado (1) se recomienda para usarse
cuando la formación derrumbada a perforar es
relativamente suave; se utilizarán cortadores que
tengan insertos de carburo de tungsteno (2) o
diamante si se desea triturar acero como uniones
de tubería, o aletas de estabilizadores. Una mala
decisión al momento de elegir qué tipo de
cortador se introducirá puede ocasionar que se
dañe la herramienta atrapada, complicando la
operación de recuperación
Para pescas de tubería de diámetro reducido,
como tubería flexible, también existen sartas
lavadoras de diámetro chico.
(1) (2)
Tuberías para sarta lavadora

Ahora que ya conocemos los componentes de una sarta de perforación, podemos proseguir con los métodos
de inspección que se les aplican. Los componentes que son sometidos a inspección en esta área abarcan todos
los elementos que conforman la sarta, exceptuando la barrena de perforación.
Métodos de Inspección.
En Inspección tubular, se manejan diferentes métodos de inspección para determinar el estado de las tuberías.
Cuando se recibe una tubería, la primera impresión de ella servirá para tener una idea del estado en el que se
encuentra. Visualmente, se puede notar cuando una tubería esta combada, o si tiene fisuras de gran tamaño.
Sin embargo, una inspección visual no será suficiente si se desea encontrar la totalidad de las fisuras o el
desgaste del espesor, para esto, se pueden usar métodos de inspección más especializados. Los métodos que
se utilizan para la inspección, son los siguientes:
Inspección con Partículas Magnéticas
Este método utiliza las fuerzas magnéticas para lograr determinar roturas en la tubería. Este método puede ser
de tipo Húmedo o Seco
Inspección con Partículas Magnéticas por método húmedo: La tubería que esta por someterse a la
inspección, tiene primeramente que magnetizarse. Magnetizar significa aplicar un campo magnético a un
cuerpo, pero este cuerpo tiene que tener materiales magnéticos forzosamente; el acero (material del cual están
hechas las tuberías) es un material magnético, por lo que magnetizarlo es posible. La tubería se magnetiza
usando una bobina generadora de corriente; una vez imantada la tubería, se rocían sobre ella partículas
ferrosas (1) y una vez terminado, la pieza se transportará a un cuarto oscuro y se le iluminara con luz negra (2),
puesto que las partículas magnéticas son fluorescentes. Con esto, se notaran a simple vista las fracturas, debido
a que hay más concentración de partículas ferrosas en los huecos creados por las fisuras (3) (4).
Inspección con Partículas Magnéticas por método seco: Esta variación del método de inspección por
partículas magnéticas no necesita iluminar la pieza con luz negra. El método consta en espolvorear la pieza con
partículas ferrosas mientras se magnetiza (1) y posteriormente soplar para retirar el exceso de polvo. Las
partículas se concentrarán en las fisuras y se podrá ver a simple vista cualquier rotura (2).
(1) (2) (3) (4)
(1) (2)

Inspección por Líquidos Penetrantes
Es el método más simple y más comúnmente utilizado para componentes del mástil del perforación. Para llevar
a cabo este método, es necesario auxiliarse de tres químicos (1): Uno limpiador, otro penetrante y un último
revelador. Para empezar, se usara el liquido limpiador para limpiar la sección a revisar, posteriormente se
rociará con el químico penetrante; se esperará aproximadamente quince minutos para que este actúe, y para
finalizar se rociará con el liquido revelador, e igual se esperará que actúe por quince minutos. Las roturas
aparecerán gracias a que el líquido penetrante posee un color (normalmente rojo) pintará el cuerpo del tubo
(2), y se adentrará también en cualquier rotura que tenga, y la aplicación del liquido revelador (3) (color
blanco) volverá a pintar la pintar la pieza, y esto revelará la concentración de color del liquido penetrante en las
fracturas.
Inspección Electromagnética
Este método detecta fallas transversales y pérdida de espesor. Éste tipo de
inspección se logra pasando un cabezal detector (1) alrededor del tubular que está
conectado mediante cables a un computador (2). El cabezal detectará cualquier
cambio de espesor o deformación en el área transversal de la tubería y lo mostrará
en forma de registro, impreso al momento por el computador. Las anomalías en el
registro se expresaran con un conjunto de ondas de diferente magnitud a las ondas
en la sección uniforme del tubo.
Inspección por Medición de espesores.
La inspección electromagnética puede decirte cuando hay una anomalía en el espesor de la tubería, sin
embargo, no tiene la capacidad de proporcionarte medidas del espesor. Para determinar la magnitud del
espesor se utilizara un Instrumento medidor de espesores. Este instrumento consta del Dispositivo controlador,
un elemento transmisor y receptor, y un gel lubricante.
(1) (2) (3)
(1) (2

Para medir el espesor de la sección del tubular, se tendrá que aplicar primero el gel lubricante (1); éste se
utiliza para aislar la sección a probar del aire atmosférico, pues al hacer contacto el elemento
transmisor/receptor con el cuerpo, siempre habrá aire entre los dos materiales, el lubricante sella esa sección y
no permite la entrada de aire. El elemento transmisor/receptor (2) se colocara justo sobre la sección a medir;
este elemento es un sensor con función transmisora de ondas sónicas y receptora de las mismas. El espesor se
calculará debido al envió de una onda sonora generada por el transmisor, esta onda viajará a través del
material y rebotara cuando alcance el extremo del cuerpo, este rebote será captado por el receptor, así
mientras más tarde la onda sonora en regresar, más espeso será el material. Midiendo el tiempo en que tarda
la onda en regresar y tomando en cuenta la velocidad sónica del material a probar (la velocidad del sonido
viaja a diferente velocidad dependiendo del material) un acertada medición de espesor será posible. En la
pantalla del controlador se mostrará la medida del espesor de la sección medida en pulgadas (3).
(1) (2) (3)

El taller de bombas e instrumentación se encarga
en prestarle mantenimiento preventivo y
correctivo a bombas de lodo, bombas operadoras
de preventores y bombas sumergibles; y en la
parte de instrumentos, a los indicadores de peso y
de presión, a torquimetros, a tableros de control
de sistemas de estrangulación. Primeramente,
veremos la sección de bombas, conteniendo las
bombas mencionadas anteriormente, y después,
estudiaremos la sección de instrumentos.
Bombas
Una bomba es un mecanismo que, partiendo de su
movimiento mecánico (energía mecánica),
proporciona energía cinética a un fluido y
generando con esto, mayor presión y velocidad en
él, y es usado para elevar, transferir o comprimir
gases y líquidos. Es importante señalar que para
fluidos líquidos, se utiliza una bomba hidráulica
para facilitar energía al fluido, y para un fluido
gaseoso, esto se logrará con una bomba
compresora.
En las etapas de perforación, se necesitarán
diferentes tipos de bombas hidráulicas:
Bomba sumergible
En la perforación para cementar el tubo conductor,
al no tener instalado un conjunto de preventores,
el contrapozo podrá inundarse de los fluidos
provenientes de la formación (aguas superficiales);
para lograr vaciar el volumen de líquido contenido
en el contrapozo, se usará una bomba sumergible.
La bomba sumergible es un equipo que funciona
con un motor eléctrico de corriente alterna que
está cubierto con una carcasa para evitar el
contacto con el líquido, y en su parte inferior tiene
una cámara de succión que bombea el líquido a
través de una manguera y lo envía a la presa de
reserva.
Las bombas sumergibles se sumergen en el fluido
a bombear.
Bomba de lodo
Para mantener circulando el fluido de perforación
dentro del pozo, será necesario transmitir energía
de movimiento al fluido de control, para esto se
usan bombas de lodos.
El fluido de perforación (al que le prestaremos
atención en una sección posterior) fluye a través
del pozo partiendo desde las presas de lodos, en
un llamado Sistema de circulación, que es uno de
los cinco sistemas que componen un equipo de
perforación. Éste se compone (en forma general):
1 Presa de reserva
2 Presa de succión
3 Bomba de lodos
4 Tubo vertical
5 Flecha
6 Sarta de perforación
7 Espacio anular
8 Línea de Retorno
9 Temblorina
Bombas e Instrumentación

El flujo a través del sistema de circulación es
cíclico, es decir, fluye continuamente y no tiene un
final. Podemos así, poner como comienzo la presa
de succión (por partir de alguna parte); El lodo será
succionado de la presa de succión por la bomba
de lodos, y esta lo bombeará para entrar al pozo,
donde fluirá por la sarta y el espacio anular, para
después salir por la línea de retorno y llegar a la
presa de descarga, de asentamiento, y después, a
la presa de succión de nuevo, completándose un
ciclo. Este trayecto se continuará su curso sin
pausar al menos que la operación lo requiera.
Cada componente del sistema circulatorio es
indispensable, sin embargo, el componente de
mayor relevancia y el cual mantiene el lodo en
movimiento a través de todo el sistema circulatorio
es la bomba de lodos, y su potencia debe ser la
apropiada para transmitir la fuerza y la presión al
fluido de perforación para que éste realice sus
funciones correctamente.
Ahora que hemos entendido de forma general el
sistema circulatorio y como las bombas de lodo
forman parte importante de éste, podemos
proseguir para explicar su funcionamiento y
algunos puntos importantes acerca de ellas y de
los componentes que la conforman.
Las bombas de lodos son un componente
mecánico cuya función principal es bombear
determinado volumen de lodo a cierta presión
hasta el fondo del pozo. Estas maquinas funcionan
con motores de diesel en los equipos
convencionales, o con motores de corriente directa
en los equipos diesel-eléctricos.
La selección de la bomba dependerá del programa
de perforación, que a la vez se traduce en la
presión y volumen del fluido en circulación.
En la perforación de un pozo por lo general se
usará una bomba triplex (de tres cilindros).
Las bombas están conformadas por un sistema
mecánico y uno hidráulico; El sistema mecánico
es quien recibiendo la energía del motor, dará al
sistema hidráulico la capacidad de realizar trabajo.
La transmisión de fuerza hacia la parte hidráulica,
está formada por una
carcasa, dentro de la cual
hay un engranaje
excéntrico que accionará
el movimiento de los tres
émbolos que empujarán
el lodo; entre otras piezas que lo conforman están
bielas, baleros, anillos de retén, flecha impulsora,
engranajes, etc.
El sistema hidráulico es la parte que tendrá
contacto con el lodo de perforación y quien
realizará el bombeo hacia la línea de descarga, y
este está conformado por una bomba de súper
carga, líneas de succión, camisas donde se genera
el impulso del lodo a causa del movimiento del
émbolo, amortiguador de pulsaciones, válvula de
seguridad, y línea de descarga.
El principio de funcionamiento es el siguiente:
Dentro de las tres camisas de la bomba, se aloja un
conjunto vástago-pistón, que:
o Al comenzar su carrera de succión (hacia
atrás) creará un vacío dentro del cilindro,
que ocasionará que absorba el lodo que
viene desde la línea de succión; esto
provocará que la válvula de succión
(ubicada en la parte inferior del cilindro)
se abra -debido al empuje del lodo- esto
permite la entrada del fluido impulsado
por la bomba de súper carga, llenando
ese vacío causado por el movimiento del
pistón.
o Inmediatamente finaliza la carrera de
succión, comienza la carrera de expulsión;
el pistón avanza hacia adelante
comprimiendo el lodo, y con esto
abriendo la válvula de descarga –pero
manteniendo cerrada la válvula de
succión-expulsando el fluido hacia la línea
de descarga.
Bomba Triplex
“Garden Denver”
Con motor de
corriente directa
Engranaje
excéntrico

Este ciclo se repite en cada uno de los tres
pistones. Una bomba de súper carga es el paso
anterior antes que el lodo entre a las camisas; Éstas
son bombas centrifugas que debido a su diseño
son capaces de succionar un volumen de agua y
bombearlo a otra ubicación utilizando un
mecanismo rotatorio; funcionan con un motor de
corriente alterna y van ubicadas enfrente de las
camisas. Las bombas de súper carga siempre
deben usarse cuando la bomba este funcionando,
de no hacerlo la eficiencia volumétrica de la
bomba se puede reducir hasta en un 25%.
Después de ser expulsado del cilindro, el fluido de
perforación pasará por dentro de una cruceta, que
sirve para derivar el flujo de lodo. En esta cruceta
están instalados tres componentes:
Válvula de seguridad: Sirve para evitar una
sobrepresión en las líneas o en la misma bomba,
que puede llevar al rompimiento de componentes
de circulación. Una sobrepresión puede ser
causada por ejemplo, por toberas obstruidas. La
válvula de seguridad está por lo general calibrada
a 3500 libras por pulgada cuadrada de presión, sin
embargo, este parámetro es a criterio. Cuando
ocurre una sobrepresión, esta válvula de seguridad
se activa y desfoga el fluido hacia la presa de
lodos.
Amortiguador de pulsaciones: Este componente
está instalado en la parte superior de la cruceta. El
bombeo del fluido hacia la línea de descarga
vibrara notablemente, a pesar de las condiciones
ideales de succión y expulsión; esta vibración se
transmitirá a la línea de descarga, pudiendo
ocasionar fatiga. Para remediar esta problemática,
se instala el amortiguador de pulsaciones lo más
cercano posible a la descarga de la bomba. Dentro
de la cámara amortiguadora tiene un diafragma
que absorberá las vibraciones cuando el fluido
bombeado “rebote” con éste.
Línea de descarga: Es el conducto que sirve de
transporte al fluido de perforación para llegar al
manifold de bombas, en el cual se direccionará el
flujo de las dos bombas de lodos usadas en el
equipo, ya sea hacia el tubo vertical, o de vuelta a
la presa
Al bombear el lodo, se generará con esto un
caudal, y por lo tanto una presión. Esta presión
tiene que ser la necesaria para que el flujo de lodo
logre vencer todas las caídas de presión que
ocurren en el sistema circulatorio.
Bomba
centrifuga
de súper
carga
Válvula de
seguridad
ubicada en
la cruceta
La línea de
descarga está
ubicada en la
cruceta, a un
lado del
amortiguador

Para un determinado diámetro de camisa, la bomba tiene una presión máxima, que será la mayor presión
alcanzable si con ese diámetro de camisa operamos la bomba a toda su potencia, esto es, a la máxima cantidad
de emboladas por minuto posible. Si se quiere llegar a una presión aún mayor, bastará con reemplazar las
camisas por unas de diámetro más
chico, puesto a que con una
disminución del área transversal del
conducto, un flujo de fluido presentará
una fuerza sobre unidad de área aun
mayor, es decir, a menor diámetro
mayor presión de fluido. Como se
puede ver en la siguiente tabla de una
bomba de lodos IDECO, la bomba
tiene sus especificaciones de
diámetros de camisas y sus respectivas
presiones máximas, y gasto en galones
por minuto con cierto embolado por
minuto.
Dependiendo del fabricante, cada bomba tiene
diferentes especificaciones, un detalle importante a
señalar dentro de estas variantes, son la eficiencia
mecánica y volumétrica.
Eficiencia Mecánica: Según la segunda ley de la
termodinámica, no es posible que el 100% de la
energía suministrada a una máquina sea
transformada completamente en trabajo efectivo,
esto debido a las pérdidas de energía que ocurren
dentro del sistema. La eficiencia mecánica es una
relación entre la potencia transmitida al fluido y la
potencia suministrada a la bomba. Esto,
matemáticamente se expresaría por:
El valor de la eficiencia mecánica forzosamente va
a ser menor que la unidad, pues la potencia
transmitida al fluido nunca será igual que la
potencia suministrada a la bomba. La EM estará
previamente dada por el fabricante.
La eficiencia mecánica se toma en cuenta cuando
se calculan el desplazamiento de la bomba (gasto):
Añadiendo el factor de eficiencia mecánico
señalado por el fabricante (90%; usando el de la
bomba IDECO de la tabla anterior) tenemos:
Donde:
Q= Gasto en
L= Longitud de la carrera del pistón en m
D= Diámetro del pistón en m
0.0102 = factor de conversión
Eficiencia Volumétrica: Es una relación del
volumen de fluido que una bomba entrega entre el
volumen de fluido que en teoría esa bomba
debería de entregar. El resultado se expresara en
términos de porcentaje. Este factor de eficiencia
está en función de las condiciones de la bomba,
esto es, cualquier tipo de fuga interna o si hay gas
disuelto en el lodo, por lo que en una bomba
completamente nueva sin detalles de fugas en sus
partes, el factor de eficiencia volumétrico debe ser
igual a la unidad, es decir, del 100%.

Añadir el factor de eficiencia mecánico nos
proporcionará un dato más real, lo que nos servirá
para tener cálculos más exactos. En cambio, la
eficiencia volumétrica no se usara en las
ecuaciones, ¿Por qué? Porque la eficiencia
volumétrica está en función del desgaste de los
componentes. A diferencia de la eficiencia
mecánica, donde por naturaleza existen perdidas
de presion por fricción y estas no se pueden
remediar, la eficiencia volumétrica si puede ser
controlada prestándole mantenimiento a los
componentes de la bomba. Nuevas, las bombas de
lodo proporcionan con seguridad un factor de EV
del 100%, y así utópicamente deberían
permanecer. Si la eficiencia volumétrica decae a un
noventa u ochenta por ciento, el volumen de fluido
bombeado no será el que idealmente tendría que
estar bombeando para la operación, lo que puede
originarnos problemas como un volumen de lodo
menor al que se esta esperando; este decaimiento
en la eficiencia se deberá a las condiciones de los
componentes del mecanismo o a la presencia de
gas en el lodo, y tendrá que prestársele
mantenimiento para que la eficiencia volumétrica
vuelva a ser de mínimo 99%.
Unidad acumuladora para operar preventores
Los preventores – vistos en la sección de salvamento – tienen la capacidad de cerrar el pozo cuando se
presente un descontrol de la presión del pozo. Para accionarlos, es necesario ejercer una fuerza hidráulica muy
grande para que puedan vencer la presión descontrolada que fluye por el espacio anular. La unidad
acumuladora para operar preventores (generalmente conocida en Pemex como Bomba Koomey, donde
“Koomey” no es más que el nombre del fabricante) posee acumuladores los cuales dentro de ellos se
encuentra el fluido que ocasionará el cierre de cada preventor; este fluido es gas nitrógeno inerte
comprimible. La unidad cuenta con bombas hidroneumáticas impulsadas por aire, así como una bomba que
funciona eléctricamente con un motor de corriente alterna. Las bombas descargarán fluido hidráulico hacia los
acumuladores, donde se encuentra el nitrógeno gaseoso, causando que este se comprima, alojando una gran
cantidad de energía potencial. La
unidad tiene un conjunto de válvula
actuadoras que tienen como función
abrir el paso del fluido comprimido
hacia cada uno de los preventores,
cuando esto ocurra, el flujo a alta
presión desplazará los arietes o la
dona (en el caso de cierre del
preventor anular) y se cerrará el pozo.
Los elementos básicos de la unidad
operadora de preventores, particularmente del sistema de cierre y apertura, son: Depósito almacenador de
fluido, Cilindros acumuladores, Fuentes de energía, válvulas de apertura y cierre, e indicadores de presión de
los acumuladores

Depósito almacenador de fluidos
La unidad operadora de preventores cuenta con un depósito de fluido
hidráulico, el cuál debe tener por lo menos el doble de la capacidad
volumétrica de los cilindros acumuladores. En su parte inferior, salen las líneas
de succión para las bombas. Debe utilizarse un aceite hidráulico, para permitir
la lubricación de las partes móviles.
Cilindros Acumuladores
Son componentes cilíndricos huecos que almacenan fluido bajo presión. El fluido de precarga dentro de estos
acumuladores es Nitrógeno Gaseoso comprimido. Su presión de trabajo es de 3000 libras por pulgada
cuadrada. En estos acumuladores se almacena la energía potencial causada por la compresión del gas
nitrógeno, la cual al ser liberada efectúa el cierre de los preventores. Hay de tipo separador, el cual tiene un
diafragma flexible que separa el fluido de precarga y el fluido hidráulico, y
el de tipo flotador, que utiliza un pistón flotante para separar ambos
fluidos. La presión de precarga es la presión a la que estará sometido el
gas nitrógeno dentro del acumulador, y esta debe ser de 1000 libras por
pulgada cuadrada, y debe ser verificada cada treinta días. La presión de
operación será la sumatoria de la presión de precarga mas la presión del
fluido hidráulico que entrará en el acumulador, esta presión tiene su límite
máximo en 3000 libras por pulgada cuadrada.
Fuentes de energía
La unidad, principalmente utiliza la fuerza ejercida por una energía potencial. Una energía potencial es aquella
energía que está en virtud de la posición en relación con otros cuerpos. En el
caso del cierre de preventores, el nitrógeno altamente comprimido es quien
alojará la energía potencial; ésta energía esta en reposo y cuando se libera, es
capaz de cerrar el conjunto de preventores. A parte de la energía potencial
que se aloja dentro de los acumuladores, la unidad es energizada a través de
energía originada por una bomba eléctrica y una neumática, cuyas presiónes
de descarga deben ser equivalentes a la presión de operación de los preventores
Válvulas actuadoras de apertura y cierre.
Son válvulas que sirven para abrir el paso o el retroceso del fluido hidráulico para lograr cerrar o abrir los
preventores. Las válvulas actuadoras deben estar siempre en posición cerrada o abierta, según sea el caso,
evitando siempre que durante operación, estén en posición neutral.
Hay varias válvulas actuadoras que abren o cierran cada preventor en el arreglo. Como se ve en las siguientes
figuras, las válvulas actuadoras tienen superpuestas una calcomanía indicando que preventor accionan.

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