El documento describe los componentes principales del sistema rotatorio utilizado en la perforación de pozos petroleros. Estos incluyen la unión giratoria, el kelly, la mesa rotaria, la tubería de perforación, los porta mechas y el trépano. También explica brevemente las funciones de cada componente y cómo trabajan juntos para perforar el pozo mediante la rotación y avance de la herramienta de corte.

1. CAPITULO I
1.1. Descripción del Tema
En la perforación giratoria convencional, un agujero se perfora haciendo girar la tubería de
perforación y el trepano, y a esto se lo conoce como operaciones rotatorias. Otras
operaciones rotatorias comunes incluyen rebajar el extremo del trepano, en la cual se corta
la tubería haciendo girar una herramienta que perfora el trepano dejando un pivote en el
centro, con la que el agujero se ensancha. El equipo utilizado en las operaciones rotatorias
incluye la unión giratoria, la junta Kelly, la mesa rotaria, tubería de perforación, los porta
mechas y el trepano.
CAPITULO II
2.1. Definición del tema
El sistema rotario forma parte del equipo de perforación cuya principales finalidades son :
- Sostener la herramienta ( sarta de perforación)
- Transmitir o transportar los fluidos de perforación por dentro
- Transmitir el movimiento rotacional necesario para la perforación
Sus principales componentes son :
• Componentes Superficiales:
Cabeza giratoria (Swivel)
Cuadrante ( Vástago o kelly) – Kelly bushing
Mesa rotaria

2. • Componentes Subsuperficiales o bajo Superficie:
Sarta de perforación
Tubería de perforación ( Drill Pipe)
Tubería pesada de perforación ( Heavy weigth)
Porta mechas ( Drill Collar)
Estabilizadores
Trepano
2.2. Componentes Superficiales
2.2.1. Unión giratoria
La unión giratoria desempeña tres funciones: Sujetar el kelly y la tubería de perforación,
permitir la rotación libre del vástago de transmisión y de la tubería de perforación y
suministrar una conexión par la manguera reforzada de perforación que se conecta para
inyectar el lodo al vástago de perforación por medio de un acoplamiento giratorio por el
que se inyecta a la ves de la tubería de perforación hasta el fondo del pozo.
La unión giratoria esta suspendida del gancho de la polea viajera. La entrada de fluido en
la parte superior de la unión es un tubo suavemente curvado que se llama cuello de ganso,
que proporciona una conexión dirigida hacia abajo para la manguera.
De esta manera la manguera de perforación queda soportada entre la parte superior fija de
la caja de la unión y el tubo de unión que se extiende en parte hacia arriba de la torre y
comunica con la bomba de lodo el extremo inferior de la parte giratoria de la unión tiene
roscas izquierda del tipo de acoplamiento A.P.I.

3. Las uniones giratorias las establecen varios fabricantes para diferentes capacidades de
carga. Las torres capaces de operar en perforaciones profundas requieren uniones giratorias
de mayor capacidad que los equipos usados en perforaciones poco profundas.
2.2.2 Cuadrante ( Vastago o Kelly )
El kelly o vástago de transmisión es hueco y su extremo superior esta colgado de la unión
giratoria. El flujo de fluido de perforación pasa hacia abajo a través del vástago al interior
de la parte superior de la tubería de perforación. Son comunes los diámetros interiores de 7
½ cm. La sección transversal exterior del kelly casi siempre es cuadrada aunque a veces se
usan vástagos hexagonales. El propósito de la sección transversal cuadrada o hexagonal es
permitir la transmisión del momento de torsión de la mesa rotaria a la tubería de
perforación. La rosca de acoplamiento del extremo inferior del Kelly es derecho y la rosca

4. en la parte superior es izquierdo de modo que la rotación normal hacia la derecha tendera a
apretar todas las juntas.
El momento de torsión es aplicado a la mesa rotaria, a través del buje del vástago y de ahí
al vástago mismo. El kelly queda libre para deslizarse a lo largo del buje para que la tubería
de perforación pueda girar y simultáneamente bajarla o elevarla durante las operaciones de
perforación. Los mejores bujes están equipados con valeros de rodillos con el objeto de
facilitar el deslizamiento del kelly por el buje. Par usarse con tubería de peroración de
diferentes rangos, se fabrican los vástagos con un tamaño de sección cuadrada de 10.5 m a
12 m. De los 10 m de sección cuadrada, unos 60 cm entran en el buje rotatorio. La longitud
original de las secciones redondas de los extremos del vástago permite hacer rosca nueva
cuando se ha gastado las del acoplamiento de fábrica.
Se usa entre le kelly y la tubería de perforación una sección de reemplazo que protege al
vástago el uso de esta corta sección (substituto) elimina las necesidad de desenroscar el
extremo inferior del kelly durante las operaciones de perforación y así evita el desgaste de
la rosca en su unión. El acoplamiento del protector del vástago deberá ser menos resistente
que el acoplamiento del kelly. Este arreglo protector hará que si ocurre una falla esta sea en
el reemplazo y no en el kelly. Este economizador también provee un espacio para montar
un protector de hule que evitara que el kelly golpee contra el interior de la tubería de
revestimiento de modo que se evita el desgaste de ambos.
Los grifos del kelly son secciones cortas que contienen una válvula que se puede cerrar
manualmente. Están colocadas entre el vástago y la unión giratoria. El uso de esas válvulas
permita cerrar la parte superior de la tubería de perforación, cortando el flujo por el interior
de ella. Los flujos de cuidado son aquellos que pueden asociarse con las pruebas del

5. vástago de perforación o bien las operaciones en las que las presiones de las formaciones
subterráneas pudieran aplicarse contar la manguera de la rotatoria.
2.2.3. Kelly bushing
Un adaptador que sirve para conectar la mesa rotatoria al kelly. El movimiento rotatorio de
la mesa rotaria se transmite al bushing y entonces al propio kelly a través de las superficies
llanas cuadradas o hexagonales entre el kelly y el kelly bushing.

6. 2.2.4. Mesa Rotaria
La función principal de la mesa rotaria es transmitir el momento de torsión (troqué) e
impartir el movimiento giratorio al vástago y a la tubería de perforación. La parte superior
de la cubierta de la mesa rotaria por lo general forma un porción de piso de la torre y esté
provista de un labrado antiderrapante. La parte superior de la mesa rotaria así como la parte
superior expuesta de la boquilla de la rotatoria, deberá estar libre de salientes que pudieran
ser peligrosos par el personal. La mesa rotaria es comúnmente fundida de aleación de acero
y ajustada por debajo de un anillo de engranes que se contraen contra la mesa propiamente
dicha. la mesa esta sostenida por valeros o rodillos o de bolas capaces de soportar el peso
muerto de la tubería de perforación o de la tubería de revestimiento que pudiera bajarse al
pozo. Se deben tomar medidas para instalar valeros adecuados que retengan la mesa en su
lugar contra cualquier tendencia a moverse hacia arriba debido a empujes en ese sentido
derivados de las operaciones de perforación se colocan protecciones adecuadas para que el
lodo o el agua no puedan meterse al baño de aceite destinado a los engranes y valeros.

7. Con frecuencia la fuerza para mover la mesa rotatoria se toma del cuadro de maniobras y se
le transmite con una cadena para engranaje y rueda dentada. Con este arreglo el exceso de
fuerza disponible así como el impulso en las partes móviles pesadas representan un riesgo
de torcer la tubería de perforación, si se llaga a atascar la barrena este riego se reducirá si se
puede usar una sola maquina de combustión interna para mover la rotatoria. También se
emplean transmisiones independientes para la mesa rotaria y con estas se usas una maquina
de vapor, o de combustión interna, o un motor eléctrico según el tipo de fuerza que tiene la
planta del equipo.
La mesa rotaria se clasifican de acuerdo con el tamaño del agujero de la misma como 508
m (20 pulgada) y la capacidad de carga muerta de la masa, como 320 toneladas (7000
libras).
2.3. Componentes Subsuperficiales
2.3.1 Tubería de perforación
La mayor parte de la columna de perforación la constituye la propia tubería. El extremo
superior de la tubería de perforación esta soportada por el vástago de transmisión kelly
durante la perforación la tubería de perforación gira junto con el vástago kelly y el fluido de
perforación es conducido hacia abajo simultáneamente por el interior de la tubería y luego
regresa a la superficie por el espacio anular exterior. En un pozo profundo la parte superior
de la tubería de perforación esta sujeta a considerable tensión durante la perforación ya que
la mayoría del peso de la tubería se sostiene de la torre.
La tubería de perforaron en uso común esta laminada en caliente, taladrada sin costura
grado D en A.P.I. con una resistencia la esfuerzo de 3876 Kg/cm2 y e grado E de la tubería

8. de perforación tiene una resistencia la esfuerzo de 5285 Kg/cm2 y también se puede
obtener de acero mas resistente.
La tubería de perforación mas común es clase dos que tiene una longitud promedia de 10 m
(30 pies) por tramo de tubería.
Los tramos de tubería se unen entre si por medio de uniones de herramientas, lo q que
significa que hay una de ellas cada 10.30 m de intervalo en todota la longitud de la
columna. La mitad macho de la unión se fija en un extremo de un tramo y la otra mitad al
otro extremo del otro tramo.
La tubería de perforación puede ser seleccionada según su rango A.P.I.
RANGO LONGITUD (PIES)
1 18 - 22
2 27 - 30
3 38 – 45
2.3.3. Porta Mecha (Drill collar)
La sección inferior de la columna de perforación de la rotatoria esta compuesta de drill
collars. El nombre de drill collars debido originalmente del otro reemplazo que se uso para
adaptar la junta roscada del trepano con la tubería de perforación. Sin embargo los drill
collars modernos son cada uno de 10 m de largo y el largo de la columna e drill collars
puede ser de 30 a 200 m o más. El objeto de los drills collars es suministrar peso y tiesura
en la porción inferior de la columna de perforación. Durante la perforación, la columna d e

9. perforación debe estar en tensión ya que la tubería de perforación es esencialmente un tubo
de pared de espesor mediano y tiene poca resistencia a la fricción por acción de la columna.
Esto significa que la parte de la columna de drill collars debe determinase por el peso que
actúa sobre el trepano.
Los drill collars se hacen esencialmente con diámetro interiores y exteriores uniformes.
Una espiga esta cortada en la parte inferior de la unión y una caja esta cortada en la parte
superior pero cuando están unidos, los tramos presentan un a superficie exterior lisa.
El taladro interior de los drill collars es de 57 a 60 mm pero el orificio mas pequeño tiende
a producir caída de presiones muy altas en el flujo de fluido de perforación y el so del
mayor resulta en muy poca diferencia en peso. El diámetro exterior de los drill collars esta
limitado por el tamaño del agujero q se esta perforando.

10. 2.3.4. Estabilizadores
Sirven para prevenir que la herramienta se pandee, genera punto de apoya para dar mayor
rigidez al drill collar y barras pesadas.
2.3.5. Trépanos
El trepano que hace la verdadera perforación esta enganchada la extremo del porta mecha.
En el sistema rotatorio de perforación, el agujero se hace bajando la columna de tubería de
perforación y drill collars hasta que el trepano toco o se acerca hasta el fondo del agujero.
Se establece la circulación de fluido de perforación por el interior de la tubería y el fluido
es descargado a través de puertos con ductos en el trepano de modo de que esta y el fondo
del agüero se mantengan limpios. Se establece la rotación de la tubería por medio de la
mesa rotaria. La parte superior de la columna entonces lentamente por medio del cuadro
del maniobras o grúa hasta que el peso apropiado para la perforación, se aplica al trepano.
El tipo de trepano que debe usarse en cualquier momento se rige principalmente por las
características de la roca que se va a perforar y las condiciones bajo las cuales esto debe
hacerse. Los esquistos suaves de las rocas sedimentarias suaves se perforan fácilmente con
trépanos de tipo de fricción. Para perforar los esquistos más duros arenas y calizas se usas
generalmente trépanos del tipo de rueda dentada.
El método rotatorio de perforación de un agujero implica invariablemente el empleo de un
trépano.
Para realizar una perforación los trépanos funcionan con base en dos principios esenciales:
fallar la roca venciendo sus esfuerzos de corte y de compresión.

11. El principio de ataque se realiza mediante la incrustación de sus dientes en la formación y
posteriormente en el corte de la roca al desplazarse dentro de ella; o bien, mediante el
cizallamiento generado por los cortadores de los trépanos, que vence la resistencia de la
roca. De ahí que se distinguen dos tipos fundamentales de trépanos: de dientes y de arrastre.
Los tipos de trépanos mas utilizados para la perforación de pozos petroleros en la
actualidad los clasificaremos de la siguiente manera:
Trépanos tricónicos de dientes fresados
Trépanos tricónicos a inserto de carburo de tungsteno.
Trépanos PDC
Trépanos de diamantes.
Clases de trépanos (Modificado de la IAPG, 1998)
2.2.8. Top drive
P.D.C.
TRICONICOS

12. Un dispositivo que reemplaza a la mesa rotaria, consiste en uno o más motores (eléctrico o
hidráulico) el top drive se suspende del gancho, para que el mecanismo rotatorio este libre
de viajar en la grúa de arriba abajo.
Colocado después del Swivel (cabeza giratoria) remplaza a la mesa rotaria, desecha al
kelly. Reduce el tiempo, problema, proporciona seguridad.
La capacidad del top drive varia en función al torque necesario para perforar y es escogido
por el BHA (Ensamblaje del fondo del pozo)
BIBLIOGRAFÍA

13. • Applied Drilling Engineering , Adam T. Bourgoyne Jr.; Keith K. Millheim;
Martin E. Chenevert ; F.S. Young Jr.
• www.varco.com
• www.national.com
• www.oilwell.com
• www.schlumberger.com
• www.halliburton.com