Este documento contiene los elementos basicos que se usan en un pozo, tanto terrestre como marino, esdecir, aunque las ilustraciones sean enfocadas a un ambiente de perforacion, los elementos mostrados estan enambos ambientes a menos de que se diga lo contrario. Cada pozo tiene diferentes especificaciones de potencia,profundidad, litologıa a perforar, etc. Por lo tanto, se asumira que los requerimientos cambian de pozo a pozoy no hay una configuracion estandar de los equipos de perforacion.

Para comenzar una revision de los sistemas basicos que en conjunto componen un pozo, se dividira en lossiguientes sistemas:

Sistema de izaje

Sistema de energıa

Sistema de rotacion

Sistema de seguridad

1. Sistema de izaje.

Figura 1: Componentes del sistema de izaje

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El equipo que debe de ser soportado por la torre o el mastil es:

1. La corona. Es una plataforma localizada en la parte superior de la torre o el mastil, donde esta tambienel lugar para el bloque de la corona.

2. La changuera (monkey board, crows nest). Es un plataforma de trabajo localizada arriba del piso deperforacion de la torre o el mastil, el cual soporta al personal que trabaja en ella para poner de pie latuberıa de perforacion y los lastrabarrenas durante las operaciones de perforacion.

3. Rampa de tuberıas (catwalk, pipe ramp). La rampa en la parte frontal de la torre o el mastil donde latuberıa es elevada y puesta en el piso de perforacion, cuando se adhieren secciones de tuberıas.

4. Contrapozo (altura a la mesa rotaria). El inicio del pozo en el suelo esta localizado debajo del piso deperforacion el cual provee una altura adicional entre el piso de perforacion y del cabezal de la TR parapoder acomodar los preventores.

5. El piso de perforacion (rig floor). Es un sitio cubierto sobre la subestructura, el cual provee una plataformade trabajo para las operaciones de perforacion. Esta plataforma tiene dos funciones:

Soporta el equipo y las herramientas

Provee del espacio suficiente para los trabajos de perforacion.

1.1. Torre o mastil (mast)

El mastil o torre se levantan sobre una infraestructura que sirve para dos propositos principales:

Soportar el piso de la instalacion, ası tambien proveer del espacio para el equipo y empleados.

Proveer del espacio debajo del piso para enormes valvulas especiales llamadas preventores.

1.2. Subestructura (substructure)

La subestructura es una estructura de trabajo larga de acero, la cual es ensamblada directamente sobre elsitio de perforacion. La subestructura provee el espacio de trabajo para el equipo y el personal, y un espacioabajo del piso de perforacion (fig. 3). No solo soporta el peso de la mesa rotaria, sino el peso completo de latorre o el mastil, el equipo de izaje, la mesa rotatoria, y cuando la sarta esta suspendida en el agujero por lascunas, soporta la sarta de perforacion (incluyendo la tuberıa de perforacion, los lastrabarrenas, etc.),

1.2.1. Equipo soportado por la subestructura

1. La mesa rotatoria. Provee la rotacion y puede mantener suspendidas las tuberıas (tuberıa de perforacion,lastrabarrenas, etc), las cuales hacen girar a la barrena en el fondo del pozo.

2. Los malacates. Es el mecanismo de izaje del ensamble de perforacion.

3. Sistema de transmision de la rotaria. Transmite el poder del malacate a la mesa rotaria

4. Consola del perforador. Centro de instrumentacion de la perforacion rotaria.

5. Las llaves de apriete y el agujero de raton . Usadas para el apriete de las tuberıas de perforacion, lastra-barrenas, TR, etc, para su conexion o desconexion.

6. La casa del perro. Es un cobertizo chico usado como oficina del perforador y donde se guardan las herra-mientas pequenas.

1.3. El Malacate (Draw works)

El malacate es la pieza principal del equipo grande y pesada que consiste de un tambor que gira sobre un ejealrededor del cual se enrolla un cable de acero, llamado cable de perforacion. Tambien tiene un eje que atraviesael malacate y que tiene 2 tambores que gira en cada extremo de este eje. Varios ejes, embragues, transmisionesde cadena que facilitan los cambios de direccion y velocidad. Los propositos principales del malacate son losde izar e introducir la tuberıa al agujero. El cable de acero es enrollado en el carrete del malacate y cuandofunciona el carrete gira. Dependiendo en que direccion gire el carrete, el bloque del aparejo o polea viajera quelleva conectada la sarta de perforacion sube o baja a medida que el carrete enrolla o desenrolla el cable.

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Figura 2: Malacate y sus componentes

1.4. Lınea de acero (drilling line)

Es un cable que sale del malacate, cuya funcion principal el ascender o descender la tuberıa de perforaciono revestimiento. En la siguiente figura se aprecia el recorrido de la lınea de acero.

Figura 3: Recorrido de la lınea de acero

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1.5. Bloque fijo, polea fija o bloque de corona (crown block)

Es un arreglo de polea montado en la cima de la torre o mastil. Es el medio entre el malacate al bloquemovil al ancla de lınea muerta.

Figura 4: Bloque fijo

1.6. Polea viajera o bloque movil (Traveler block)

Es el sistema de poleas que se mueve arriba o abajo (de ahı, movil). A traves de ella pasa la lınea de acero ypor consiguiente, el malacate tiene la potencia para subir o bajar la polea y con ella, todo el arreglo que en esemomento este conectado a ella. En la figura 5 se aprecia en la parte superior, las ranuras son por donde pasa lalınea de acero o de perforacion.

1.7. Gancho (hook)

Es un gancho que se coloca en la parte inferior de la polea viajera y al cual se le conecta la union giratoria(swivel) en la parte inferior. Esta hecho para soportar grandes cargas y, como se dijo al principio, estas dependende variables del pozo que se vaya a perforar.

Figura 5: Arreglo de gancho (parte inferior) con polea viajera (parte superior)

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1.8. Elevadores (elevators)

Son una serie de abrazaderas que normalmente sirven para levantar tuberıa (i.e. cuando se pone tuberıa enel agujero de raton). Notese que en el gancho se colocan tanto como los elevadores como la union giratoria.

Figura 6: Elevadores conectados al gancho

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2. Sistema rotatorio

El sistema rotatorio tiene como finalidad proporcionar rotacion a la barrena para el proceso de perforacionde un pozo, junto con el sistema de circulacion son los sistemas que pueden estar debajo de la superficie.

Figura 7: Componentes del sistema rotatorio

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Se describiran las partes partiendo de arriba hacia abajo.

2.1. Union giratoria (swivel)

Es un aparato mecanico que va conectado al bloque del aparejo por unas enormes asas. La union giratoriatiene tres funciones basicas:

1. Soportar el peso de la sarta de perforacion.

2. Permitir que la sarta de perforacion gire libremente.

3. Proveer de un sello hermetico y un pasadizo para que el lodo de perforacion pueda ser bombeado por laparte interior de la sarta.

El fluido de perforacion estara bajo alta presion a veces de 3000 libras por pie cuadrado o psi (21Mpa). El fluidoentra por el cuello de cisne, o cuello de ganso, el cual es un tubo curvado que conecta a la union giratoria conuna manguera que transporta el fluido de perforacion desde la bomba del lodo. El fluido pasa a traves del tubolavador, que es un tubo vertical en el centro del cuerpo de la union giratoria y hasta la flecha (kelly) y la sartade perforacion.

Figura 8: Union giratoria (swivel)

2.2. Flecha (Kelly)

La flecha es una pieza de tubo cuadrada o hexagonal de un metal pesado que mide aproximadamente 40 pies(12 m) y que forma el extremo superior de la sarta. El kelly tambien sirve como un pasadizo para que el fluidode perforacion baje hacia el pozo y ademas transmite la rotacion a la sarta de perforacion y a la barrena. Elextremo superior de la flecha va conectada a la union giratoria y su extremo inferior a la tuberıa de perforacion.La tuberıa de perforacion va enroscada a la union sustituta de la flecha o union sustituta. La cual es un acoplecorto que va enroscado a la parte inferior de la flecha. Las roscas inferiores de la union sustituta son enroscadastemporalmente con cada junta de tuberıa de perforacion que va anadiendose a la sarta. La union sustituta evitadesgaste en las roscas de la flecha y cuando se desgastan las roscas de la union, esta es reemplazada o se lecortan nuevas roscas.

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En lo que se considera el Kelly, el orden de componentes en un arreglo convencional (de arriba a abajo)es:

1. Valvula de seguridad de la flecha (superior)

2. Tuberıa cuadrada o hexagonal (Kelly)

3. sustituto de flecha

4. Valvula de seguridad automatica

2.3. Mesa rotaria (rotary table)

La rotaria es lo que le da el nombre a la perforacion rotatoria. Recibe la energıa del malacate mediante lacadena de transmision de la rotaria. Esta es un ensamble que nos provee rotacion a la flecha, esta localizadadirectamente en el piso de perforacion abajo del bloque de la corona y arriba de hoyo donde se va a perforar,consiste de la mesa rotatoria, el buje maestro, y 2 importantes accesorios que son el buje de la flecha o Kellybushing, el cual es usado durante la perforacion y las cunas, que son usadas para suspender la perforacionmomentaneamente. La mesa rotatoria tambien acomoda a las cunas, que son aparatos que disminuyen gradual-mente en diametro y que esta forrado de elementos de agarre parecidos a dientes. Estos aguantan a la tuberıasuspendida dentro del pozo cuando se desconecta la flecha.

Figura 9: Mesa rotaria y sus componentes

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2.4. Sarta de perforacion (Drill string)

Esta compuesta de la tuberıa de perforacion y la tuberıa de paredes gruesas llamada lastrabarrenas.

2.4.1. Tuberıa de perforacion (Drilling pipe)

Cada junta de tuberıa de perforacion mide 30 ft (9 m). Cada extremo de la junta contiene roscas. El extremocon las roscas interiores se conoce como la caja y el extremo con las roscas exteriores se conoce como pinon (fig.25). Cuando se conecta la tuberıa, el pinon se centra dentro de la caja y la conexion se ajusta, los extremosenroscados de la tuberıa se conoce como las uniones de tuberıa o uniones de maniobra y realmente son piezasseparadas que el fabricante solda a la parte exterior de la junta del tubo. Luego, el fabricante corta roscas enestas piezas a medidas especificadas por la industria.

Figura 10: Tuberıa de perforacion y sus componentes

2.5. Lastrabarrenas (Drill Collars o Heavy Collars)

Los lastrabarrenas, como la tuberıa de perforacion, son tubos de acero a traves de los cuales se puedebombear lodo. Los lastrabarrenas son mas pesados que la tuberıa de perforacion y se utilizan en el extremoinferior de la sarta para poner peso sobre la barrena. Este peso es lo que le permite a la barrena perforar. Loslastrabarrenas miden aproximadamente 30ft (9m) de largo y a diferencia de la tuberıa de perforacion que tieneuniones de tuberıa soldadas, las roscas son cortadas directamente en los lastrabarrenas. Existen diferentes tiposde lastrabarrenas como son los lastrabarrenas estandar, en espiral y Zipped.

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(a) Lastrabarrenas

(b) Tipos de lastrabarrenas

Figura 11: Figura 11a Configuracion del lastrabarrenas.Figura 11b Diferentes tipos de lastrabarrenas.

2.6. Barrena (bit)

En este capıtulo no se abordara con detalle las barrenas, eso se hara en el tema 4, sin embargo, se describira sufuncionamiento: La barrena es el elemento de corte de las formaciones que se atraviesan, por medio de agujerosllamados toberas que atraviesan a la barrena, es posible que el fluido de perforacion limpie los recortes que labarrena ha creado.

Figura 12: Ejemplo de barrena triconica

2.7. Estabilizadores (Stabilizers)

Se colocan en la sarta de perforacion y tienen como funcion estabilizar mecanicamente el arreglo del fondodel pozo (BHA, por sus siglas en ingles), evitar vibraciones y mantener al pozo en su camino planeado.

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Figura 13: Estabilizador

2.8. Top Drive

Es un equipo superficial utilizado para imprimir rotacion a la sarta de perforacion sin la utilizacion de lamesa rotaria ni la flecha (Kelly). El Top drive es una herramienta de reciente innovacion, su utilizacion esta muydifundido en la perforacion costa afuera por las ventajas que en ella representa, sin embargo en tierra esta masrestringido por su alto costo. La capacidad de carga oscila de 350 a 750 ton y la potencia de su motor de 600 a2100 HP. Al ser un elemento de reciente innovacion, su utilizacion es muy costosa, razon por la cual unicamentese utiliza en perforacion costa afuera y en tierra en pozos:

Horizontales

Multilaterales

Desviados

Perforacion bajo balance

Figura 14: Ensamble de top drive

3. Sistema de circulacion

La funcion principal del sistema de circulacion, es la de extraer los recortes de roca del pozo durante elproceso de perforacion. El sistema esta compuesto por equipo superficial y subsuperficial.El sistema de preventores es parte del sistema de circulacion, ya que por el curcula el fluido de perforacion, sinembargo, sera tratado mas adelante y a mas detalle debido a que son el componente principal del sistema deseguridad.

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El lodo de perforacion es un elemento crucial de este sistema, ya que es precisamente lo que se pretendecircular. En el tema 7 se revisaran a detalle las propiedades y funciones del lodo, por ahora simplemente sedira que es el fluido que se pretende circular.

3.1. Sistema superficial

Esta compuesto de todo el equipo que se encuentra por debajo de la superficie y que no puede ser colocadodebajo de la superficie:

Las bombas

Las presas de lodo (descarga, de asentamiento y la de succion)

El stand Pipe, swivel y flecha

El equipo de control de solidos

El desgasificador

Temblorina

Preventores

3.1.1. Bombas de lodo (Mud pumps)

Son de los componentes mas importantes en el sistema de circulacion, ası como la potencia hidraulicasuministrada por estas, ya que de esto dependera el gasto y la presion requeridas para una buena limpieza delpozo. En el pozo normalmente se tiene mas de una bomba. En la industria petrolera, los tipos mas comunes debombas son las siguientes:

Bomba duplex.- Estas bombas se caracterizan por estar constituidas de dos pistones y manejar altos gastospero baja presion de descarga. Son de doble accion, o sea que bombean el fluido en los dos sentidos. En laactualidad estas bombas se utilizan en los equipos que reparan pozos o en perforacion somera.

Bomba triplex.- Estan constituidas por tres pistones de accion simple y se caracterizan por manejar altaspresiones de descarga y altos gastos y son de facil mantenimiento. Estas bombas son las mas utilizadas en laindustria petrolera.

Figura 15: Bombas de lodo

3.1.2. Presas de lodo (Mud pits)

En la actualidad las presas de lodo son recipientes metalicos utilizados para el almacenamiento y tratamientodel lodo de perforacion. Generalmente se utilizan tres presas conectadas entre sı, con la capacidad suficientepara almacenar cuando menos 1.5 veces el volumen total del pozo. En lo general, las presas de lodo se dividenen tres secciones:

1. Presa 1: Es conocida como presa de descarga ya que en ella es donde descarga el pozo, es aquı donde seinstala la temblorina para eliminar los recortes de mayor tamano (40 micras).

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2. Presa 2: Es conocida como presa de asentamiento, es aquı donde se le da tratamiento al lodo y se instalael equipo de control de solidos para eliminar los solidos de menor tamano. Es en este proceso en dondese trata el lodo para que pueda ser reutilizado, dependiendo de las caracterısticas de las formacionesque fueron atravesadas, se dispone de una configuracion. Los equipos mas usados para tratar el lodo semuestran a continuacion, junto con el orden (de izquierda a derecha) con el que se trata el lodo.

Figura 16: Configuracion de equipo de tratamiento de lodo

3. Presa 3: Es conocida como presa de succion porque de aquı la bomba de lodos succiona el lodo paraenviarlo al pozo.

Figura 17: Presas de lodo

3.1.3. Presas de reserva (Reserve pits)

Es una presa que se usa para disponer lodo en casos de perdida de circulacion, tambien en ella se disponenlos recortes que la temblorina separa.

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Figura 18: Presas reserva

3.1.4. Tuberıa de pie (Standpipe)

Es una pieza tubular fijada a una pierna del mastil, en el extremo inferior se conecta con la descarga de labomba y en el extremo superior se conecta a una manguera flexible.

Figura 19: Standpipe

3.1.5. Manguera flexible o cuello de ganso (Rotary hose)

El cuello de ganso es una pieza tubular que une a la manguera flexible con el swivel. El swivel se conecta ensu parte inferior con la flecha o kelly y nos permite girar la sarta de perforacion mientras se circula, como sevio en la seccion anterior.

Figura 20: Manguera flexible

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3.1.6. Temblorina, Zaranda vibradora (Shaleshaker)

La temblorina es el primer equipo utilizado para el control de los solidos producto de la perforacion, seinstala sobre la presa de descarga, consta de una malla que es vibrada mediante un motor. El tamano de laspartıculas retenidas depende del tamano de la malla utilizada, generalmente retiene partıculas mayores de 40micras. Para la eliminacion de partıculas mas pequenas se utilizan los hidrociclones y centrifugadoras.

Figura 21: Temblorina

3.1.7. Desgasificador (Mud gas separator)

El equipo desgasificador es de suma importancia, ya que a menudo se perforan formaciones con alguncontenido de gas, el cual al ser incorporado al lodo disminuye la densidad del mismo ocasionando inestabilidady reventones en el pozo. Un modo de separar el gas del lodo es metiendo el lodo en una camara de vacıo, deesta manera los componentes mas volatiles (gas) se separaran de los mas pesados (fluido de perforacion).

Figura 22: Desgasificador

3.2. Equipo subsuperficial

El equipo subsuperficial consta de varios componentes que tambien forman parte del sistema rotatorio, peroya que tambien cumplen con la funcion de circular el fluido de perforacion, tambien son del sistema circulatorio.Estos equipos son: tuberıa de perforacion, estabilizadores, barrenas, lastrabarrenas y accesorios.

3.2.1. Espacio Anular (Annulus)

Es el espacio que se da entre la sarta de perforacion y el agujero descubierto y/o el agujero revestido. Atraves de el circula el fluido de perforacion de nuevo a la superficie, transportando los recortes que la barrenaha hecho.

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4. Sistema de energıa

El vapor ha desaparecido como una fuente de energıa para las operaciones de instalacion de la perforacionrotatoria, por varias decadas, el vapor sirvio como la unica fuente de energıa. Una de las razones principales porla cual desaparecio el vapor fue el costo creciente de combustible que se utilizaba para calentar las calderas, enlos principios de la industria petrolera, el mercado para combustible era extremadamente limitado y el precio erabajo, hoy en dıa, todas las instalaciones utilizan motores de combustion interna como fuente prima de energıa,la mayorıa de estos motores son diesel, la potencia de los motores de una instalacion puede variar de 500 a masde 5,000 caballos de fuerza.Los equipos de perforacion tienen altos requerimientos de potencia (energıa), la cual es transmitida a algunaspartes del equipo como: el malacate, las bombas, el sistema de rotacion y algunos sistemas auxiliares.El sistema de potencia en un equipo de perforacion generalmente consiste de una fuente primaria de potencia(generador) y de algun medio para transmitir dicha potencia hasta el equipo que la utilizara.Para transmitir la potencia desde la fuente prima hasta los componentes de la instalacion existen dos metodosel mecanico y el electrico. Hasta hace poco, casi todas las instalaciones eran mecanicas, o sea, la potencia delos motores era transmitida a los componentes por medios mecanicos (cadenas, flechas, etc.), actualmente, lasinstalaciones diesel-electricas reemplazaron a las mecanicas y suministran potencia electrica a los componentes(malacate, mesa rotaria, etc.)

5. Sistema de seguridad

Un reventon es una ocurrencia indeseable en cualquier instalacion porque pone en peligro las vidas de lacuadrilla, puede destruir una instalacion cuyo valor puede ser de millones de dolares, puede desperdiciar petroleoy puede hacerle dano al ambiente, un fluido ya sea lıquido o gas brota el pozo, casi siempre con una gran fuerza ymuchas veces se enciende, especialmente si el fluido es gas. El problema surge cuando la presion de la formaciones mas alta que la del pozo, la presion dentro del pozo es mantenida por medio del tipo y cantidad del fluido deperforacion que circula dentro del mismo. Casi siempre el lodo de perforacion evita que el fluido de la formacionentre al pozo y reviente, pero bajo ciertas condiciones el fluido puede entrar al pozo y causar dificultades, surgeun cabeceo, o sea, el fluido de la formacion entra al pozo y parte del lodo de circulacion es empujado fuera delpozo, si la cuadrilla no se da cuenta a estos primeros indicios de un cabeceo, todo el lodo saldra del pozo y elfluido de la formacion fluira sin control hasta la superficie terminando en un chorro incontrolable y el resultadoes un reventon.

Un brote o cabeceo se define como la entrada de flujo de los fluidos provenientes de la formacion al pozo,tales como aceite, gas o agua. Esto ocurre cuando la presion de la formacion o de fondo no esta equilibradapor la columna de fluidos de control utilizados. Esta manifestacion se controla usando los arreglos de controlsuperficial disponibles, aplicando adecuadamente los procedimientos de cierre establecidos.

En el sistema de rotacion se trataron las valvulas de seguridad que se instalan en la flecha, por ese motivono se repetira en este apartado.

Un descontrol o reventon se define como el flujo incontrolado de fluidos de la formacion hacia fuera del pozo,el cual no se puede manejar a voluntad.

Los principales componentes de un equipo de seguridad se muestran a continuacion:

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Figura 23: Sistema de seguridad

5.1. Acumulador (Koomey)

Los preventores se abren y se cierran con fluido hidraulico que va almacenado bajo presion en un aparatollamado acumulador, los cuales son recipientes en forma de botellas o esfericos que estan localizados en launidad de operaciones siendo aquı donde se guarda el fluido hidraulico, para poder llevar el fluido hidraulico delacumulador a los preventores, se tienden fuertes lıneas para soportar altas presiones y cuando las valvulas decontrol se activan, el fluido hace que los preventores trabajen, ya que los preventores deben de sellar rapidamente.El acumulador casi siempre va colocado como a 30.48 m (100 ft.) de la instalacion para que si ocurre un incendioo reventon, el acumulador no sea averiado y las valvulas puedan ser utilizadas para cerrar los preventores, existeun tablero de control situado en el piso de la instalacion para poder operar los preventores, en zonas muy frıas,los acumuladores deben de estar protegidos contra el frıo teniendolos bajo calefaccion para mantener el aceitehidraulico fluyendo y para asegurar que los controles electricos se mantengan secos, pudiendose agregar al fluidohidraulico un anticongelante como el glicol de etileno.

Figura 24: Acumuladores

5.2. Estrangulador (choke)

Cuando ocurre un cabeceo, al cerrar el pozo con uno o mas de los preventores se tiene que seguir perforandopor lo que hay que circular fuera el fluido invasor con fluido de peso apropiado llamado fluido de control, paratal operacion se instala un juego de valvulas llamadas estranguladores, estos van conectados a los preventorescon la lınea del estrangulador, o sea, cuando un pozo se ha cerrado, el lodo y fluido invasor son circuladoshacia fuera por medio de la lınea del estrangulador y a traves del juego de conexiones del estrangulador. Losestranguladores son valvulas ajustables y fijas. Los estranguladores ajustables son operados neumaticamente ohidraulicamente y tienen una apertura capaz de ser cerrada o restringida, la cual puede variar en tamano, desdela posicion cerrada hasta completamente abierta. Un estrangulador fijo tiene un flujo restringido de tamanopermanente. Cual sea de los casos, la idea es que el pozo pueda ser circulado a traves de los estranguladores y

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que se pueda mantener la suficiente presion dentro del pozo para evitar que entre mas fluido de la formacionmientras se esta llevando a cabo la operacion de cerrar el pozo.

Como los estranguladores son susceptibles a obstrucciones y desgaste bajo altas presiones, por esto general-mente es necesario instalar varios estranguladores para permitir el cambio de un estrangulador a otro, de aquı elnombre juego de conexiones del estrangulador. Los estranguladores ajustables generalmente son controladosdesde un tablero de control remoto en el piso de la instalacion.

Figura 25: Estrangulador

5.3. Multiple de estrangulador (Choke mainfold)

Es un arreglo de tuberıas y estranguladores a traves del cual se bombea lodo cuando los preventores estancerrados debido a un brote, y de esta manera controlar el brote.

Figura 26: Multiple de estrangulador

5.4. Arreglo de preventores (BOP)

Es un arreglo de preventores que tienen distintas funciones:

5.5. Arietes anulares

Se les llama ası porque su funcion es sellar el espacio anular. A continuacion se describen los mas comunes:

5.5.1. Ariete anular para preventor tipo ’U’ (Pipe ram)

Estan constituidos de un sello de un radio de tuberıa predeterminado, de tal manera que permite el mo-vimiento ascendente o descendente de la tuberıa, pueden sostener toda la tuberıa y evitan la expulsion de latuberıa cuando existe mucha presion en el pozo.

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Figura 27: Ariete anular para preventor tipo ’U’

5.5.2. Arietes ajustables

Son similares a los descritos anteriormente, excepto que pueden adaptarse a distintos diametros de tuberıa.

Figura 28: Ariete ajustable

5.5.3. Arietes de corte (Blind shear ram)

Estan constituidos por cuchillas de corte integrados al cuerpo del ariete, empaques laterales, sello superiory empaques frontales de las cuchillas. La funcion de estos arietes es de cortar la tuberıa y actuar como arietesciegos para cerrar el pozo, en caso de que no se disponga de los arietes ciegos.

Figura 29: Arietes de corte

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5.5.4. Arietes ciegos (Blind rams)

Constan de un panel frontal plano, construido a base de hule vulcanizado en una placa metalica y de un sellosuperior. Su funcion es cerrar totalmente el pozo cuando no se tiene tuberıa en su interior y por la manifestaciondel brote no sea posible introducirla.

Figura 30: blind

5.6. Preventor esferico (Annular BOP)

Al preventor esferico tambien se le conoce como anular, y es instalado en la parte superior de los preventoresde arietes. Es el primero en cerrarse cuando se presenta un brote.El preventor consta de un elemto empacador dehule sintetico que al operarlo se deforma concentricamente hacia su parte inferior efectuando el cierre alrededorde la tuberıa. Este preventor tambien cierra cuando no hay tuberıa.

Figura 31: Preventor esferico

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Por ultimo, se deja una figura de un arreglo real de preventores:

Figura 32: Arreglo de preventores en un caso real.

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