1- Definicion de Componentes

UNIVERSIDAD NACIONAL DE INGENIERIA

DRILLING RIG

Definiciones del Equipamiento

Drilling Rig

1000 HP DIESEL ELECTRIC DRILLING RIGDRAWWORKS/BRAKE: RECONDITIONED1000 hp Single Drum Drawworks. Powered by (2) GE 752 750 hp Electric Motor.6032 ELMAGO BAYLOR POWER SYSTEM: NEW(2)CAT 3512B DITTA Diesel Engines, w/Kato 6P6-3150 1365 KW Generators. (2) 30 HP Gardner Denver Tank Mounted Electric Screw Compressors and (1) Cold Start Package, mounted in compressor houseSCR HOUSE: NEW2 x 4 SCR SERIES SYSTEMMAST/SUBSTRUCTURE: NEW142’ Mast, 714,000 lb Hook Load, (10) 11/4 lines, 6 Sheave Crown 21’ High, Box on Box Substructure 750,000 lb Capacity 450,000 lb Set Back

ROTATING/TRAVELING EQUIPMENT: RECONDITIONED27-1/2in Rotary Table400 Ton Swivel 350-Ton 6-Sheave Block/Hook Combo PUMPS: NEW(2) 1000 HP Triplex Mud Pumps COMPLETE WITH SUCTION AND DISCGARGE MANIFOLD AND CHARGING PUMPSPowered by (2) GE 752 1000 HP Electric Motors 2-TANK MUD SYSTEM: NEW(2) (New) Mud Tank System approx. 1100 bbls. (4) Mud Agitators, (2) Linear Motion Shakers (2) 6” x 8” Cent Pumps, (2) 5x6 Cent Pumps, 10” 2 Cone Desander, 12 Cone DesilterWATER/FUEL TANKS/DOGHOUSE: NEW500 bbls. Water Tank20,000 Gallon Fuel TankDrillers Top DoghouseCrew Change and Parts House

Drilling Rig

1500 HP DIESEL ELECTRIC DRILLING RIGDRAWWORKS: RECONDITIONED1500 hp Single Drum DrawworksPowered by (2) GE 752 1000 hp Electric Motor6032 ELMAGO BAYLOR SCR HOUSE: NEW3 X 4 Bay SCR SERIES SYSTEMPOWER SYSTEM: NEW(3)CAT 3512B DITTA Diesel Engines, w/Kato 6P6-3150 1365 KW Generators. MAST: NEW147' Mast 1,000,000 CapacitySUBSTRUCTURE: NEWBox on Box Type Substructure25' HIGH 21’ CLEAR WORKING HEIGHT UNDER ROTARY TABLE TRAVELING BLOCK HOOK: RECONDITIONED500 Ton SWIVEL: RECONDITIONED550 Ton Swivel MUD PUMPS: NEW(2) 1600 HP Triplex Mud Pumps COMPLETE WITH SUCTION AND DISCGARGE MANIFOLD AND CHARGING PUMPSPowered by (2) GE 752 1000 HP Electric MotorsROTARY TABLE:27-1/2 Rotary TaBLE UNITIZED WITH 2 SPEED TRANMISSION AND GE 752 1000 HP HI-TORQUE MOTORMUD SYSTEM: NEWThree (3) Mud Tank System, Approx. 1500 bbls.WATER & FUEL TANKS: NEW(2) 500 bbl. Water Tank, 20,000 Gal. Fuel TankDRILL WATCH SYSTEM: NEWAIR SYSTEM:(2) 30 HP Gardner Denver Tank Mounted Electric Screw Compressors and (1) Cold Start Package, mounted in compressor house

3000 HP DIESEL ELECTRIC SCR DRILLING RIGDRAWWORKS: RECONDITIONED3000 HP with Baylor 7838 Brake (Rebuilt), (3) (Rebuilt) GE 752 DC 1000 HP Electric Motors, Grooved for 1-1/2 Line, Makeup and Breakout CAT Heads, Air Drillers Console, Control Panel, Crown-O-Matic:MAST:156’ CLEAR HEIGHT,1,500,000# Static Hook Load, Crown Block w/ (6) 60” Sheaves, 60” Fastline Sheave W/1-1/2” Line, Crown Safety Platform AND DUAL 5” Standpipe, SELF ELEVATING SUBSTRUCTURE: NEW35’ FLOOR HEIGHT WITH 30’ WORKING HEIGHT UNDER ROTARY BEAMS, w/Rotary Beams, V-Door Ramp, Stairs, Safety Rails, Deadline Anchor AND Air Receiver Tank.INCLUDES MUD RECOVERY SYSTEM ATTACHED UNDER SETBACKTRAVELING EQUIPMENT: RECONDITIONED750 Ton Traveling Hook Block combo500 Ton SWIVELROTARY TABLE: RECONDITIONED37-1/2 Rotary TaBLE UNITIZED WITH 2 SPEED TRANMISSION AND GE 752 1000 HP HI-TORQUE MOTORPOWER SYSTEM: NEW(4)CAT 3512B DITTA Diesel Engines, w/Kato 6P6-3150 1365 KW Generators. scr series system:5 X 5 BAY DC SYSTEMMUD PUMPS: NEW(3) 1600 HP Triplex Mud Pumps COMPLETE WITH SUCTION AND DISCGARGE MANIFOLD AND CHARGING PUMPSPowered by (2) GE 752 DC 1000 HP Electric Motors EACH PUMP.SOLID CONTROL EQUIPMENT: NEWShale ShakerS - TWO (2) Linear motion.Desander – THREE (3) 10” CONES. WITH 100 HP CENTRIFUGAL PUMPMUD CLEANER – LINEAR MOTIONDesilter – 16 CONE WITH 100 HP CENTRIFUGAL PUMPVacuum DegasserPoorboy DegasserTANKS: NEWMUD TANKS, 2000 Barrels APPROX mud capacityequiped with nine(9) Mud Agi tators, and four (4) each 1-7/8"- 6"x 8" Centrifugal Pumps with 60 HP. Electric Motor each. WATER TANKS, Two (2) each, capacity 1,000 barells. FUEL TANKS, Two (2) each, Total capacity 600 barells. COMPLETE WITH MUD GUNS.DRILL WATCH SYSTEM: NEWAIR SYSTEM:(2) 50 HP Electric Screw TYPE Compressors and (1) Cold Start Package, mounted in compressor house

DefinicionComponentes del Equipo

1. Gin Pole – Una estructura tipo “A” localizada en el tope del castillo “standard” utilizada para levantar y bajar la corona en su posicion.

2. Water Table –Es el pasadizo alrededor del tope de los castillos “standard” en el cual se soporta la corona.

3. Crown Block (corona) – Una serie de poleas fijadas en el tope del castillo utilizadas para cambiar la direccion de los cables desde el malacate al moton viajero.

4. Derrick (castillo o mastil)- Estructura vertical que permite un espacio vertical y resistencia para subir y bajar la sarta de perforacion. Esta estructura resite dos tipos de cargas: compresivas y la fuerza del viento.


Tipo de mastil:

Triple- tiene la capacidad de maniobrar barras de 90’ de tubos.

Double- tiene la capacidad de maniobrar barras de 60’ de tubos

Single- tiene la capacidad de maniobrar barras de 30’ de tubos(un tubo 30-ft)


Standard Derricks (Mastil Standard)- Estructura de cuatro lados que debe desarmarse para ser transportada.

Portable Derricks – Telescopico y tipo Gato. El mastil telescopico puede ser colapsado o extendido entre dos cuerpos y bajado en una sola pieza, pero puede ser desarmado en alguna proporcion antes de ser bajado.


MastA portable derrick capable of being erected as a unit, as distinguished

from a standard derrick, which cannot be raised to a working

position as a unit.

5. Stand (barra) – Un stand generalmente consiste de dos a cuatro tubos de drill pipe. El stand es utilizado cuando se efectua un viaje.

Cuando perforamos con sistema kelly se perfora tubo po tubo, mientras que con Top Drive puede perforar stand x stand.

6. Monkey board- (Stabbing board) La plataforma sobre la cual el engrampador trabaja cuando efectuamos el viaje.


Monkeyboard

The derrickman's working platform. Double board, tribble board,

fourable board; a monkey board located at a height in the derrick or

mast equal to two, three, or four lengths of pipe respectively.

7. Racking Fingers (peine)- Dedos o parantes horizontales que permiten asegurar los satnd cuando se efectua el viaje.

8. “A” Frame – Estructura tipo “A” (pata de gallo) utilizada para levantar o bajar el mastil. Este tambien soporta al mastil cuando esta en posicion de levantado.


9. Bull line and Sheaves – Cable de mayor diametro y poleas ubicadas en el “A” frame utilizado para elevantar o bajar el mastil.

10. Traveling Block (moton viajero)- El block y aparejo los cuales estan enlazados con la corona mediantes las lineas de cable de perforacion. La eficiencia, En, puede ser calculada como:

blocks. traveling and crown in the pairs sheave

of number the is n where 98 . 0n

b E


En = 0.98n donde

En es la eficiencia de todo el aparejon es el numero de lineas enlazadas

entre la corona y el moton viajero0.98 s la eficiencia de cada polea


11. Swivel – El equipo mediante el cual se conecta la manguera “rotary hose” a la sarta de perforacion y permite la rotacion y circulacion al mismo tiempo.


Vista de corte del swivel

ROTACION* Sellos * Rodamientos

12. Kelly (cuadrante) – Pieza Cuadrado o hexagonal de la sarta de perforacion ubicada en la parte superior (inmediatamente debajo del swivel) que pasa y encaja a traves del “kelly bushing” o “drive bushing”. El drive bushing transmite movimiento rotario al kelly resultando en el movimiento rotacional de la sarta de perforacion.


KellyThe heavy square or hexagonal steel member

suspended from the swivel through the rotary table. It is connected to the topmost joint of drill pipe to

turn the drill stem as the rotary table turns.

13. Kelly Bushing/Drive Bushing – El buje que se aloja dentro del buje de la rotaria y transmite torque rotacional al kelly.

14. Rotary Bushing – El buje que se aloja dentro de la mesa rotaria abierta. Este es donde se sientan las cunas para drill pipe y drill collars cuando la sarta es suspendida desde la mesa rotaria para conexion o viaje.


Kelly Spinner

A device for spinning the drill pipe. Replaces the spinning chain.

Esquema del Sistema

Rotario

Kelly

15. Rotary (rotaria)– Transmite el movimiento rotacional o torque de la fuente de poder hacia el kelly bushing.


16. Kelly Cock – Valvula de seguridad localizada arriba y/o debajo del kelly. Esas valvulas son de tipo bola y son manualmente operadas. Su proposito principal es prevenir flujo hacia arriba desde la sarta de perforacion en casos de emergencias. Un tercer kelly cock es generalmente mantenido en la mesa de trabajo para ser utilizado en la sarta de perforacion en el caso que el flujo hacia arriba ocurra mientras se efectua una conexion o viajando.


17. Inside POB Valve – Esta valvula es tambien utilizada para prevenir flujo hacia arriba de la sarta de perforacion cuando el pozo a sufrido una surgencia durante un viaje o conexion. Esta valvula opera al igual que una valvula check y siempre se mantiene en posicion de abierta sobre la messa de trabajo.

BOP


18. Kelly Saver Sub – Un sustituto ubicado debajo de la valvula kelly cock. La funcion de este sustituto es para prevenir el desgaste de los hilos del kelly y para cenntralizar el kelly por medio de una goma protectora evitando de esta manera el desgaste de las aristas hexagonales o cuadradas del kelly.


19. Elevators (elevadoras)- Las elevadoras son utilizadas para enganchar o encuellar los tubos o sustitutos de levantamiento o drill collars. Esto permite el levantamiento o bajada de la sarta de perforacion durante los viajes. El elevador esta conectado al sistema de levantamiento (traveling block) por medio de brazos. 20. Bails (brazos)- Los brazos conectan el moton viajero al elevador. Ellos son solidos de acero con ojos en ambos extremos.


21. Hook (gancho)- El gancho es ubicado debajo del moton viajero. Este accesorio es utilizado para levantar y asegurar el swivel y kelly.

22. Slips (cunas)- Engancha alrededor del drill pipe y asienta en el buje de la rotaria. La cuna transmite y soporta el peso del sarta de perforacion a la mesa rotaria cuando se realiza una conexion o viaje.


22. Slips, cont. -

A. Drill Pipe

B. Drill Collar

C. Casing

23. Drawworks (malacate) – La principal parte del malacate es el carrte, el freno, la transmision y las cabezas de gato.


23. Drawworks, cont. – La principal funcion es convertir la potencia a la operacion de levantamiento y proveer una capacidad de freno para detener y sostener el peso impuesto cuando se baja o levanta la sarta de perforacion.


23. Drawworks, cont. - A. El carrete esta instalado en el

malacate y transmite el torque requerido para levantar y frenar. Este tambien almacena el cable de perforacion requerido para mover el moton viajero a lo largo del mastil.


23. Drawworks, cont. -

B. La cabeza de gato es un eje con una cabeza de levantamientos a ambos lados del malacate y tiene dos funciones principales. Es usado para ajustar / desajustar las conexiones de la sarta de perforacion. Tambien es usado como un medio de levantamiento para equipo pesado sobre el piso de trabajo.


23. Drawworks, cont. -

B. …esto es hecho envolviendo la linea de la cabeza de gato “catline” (catline es generalmente de cabo o cable y es conectado en el extremo a un pedazo de cadena usado para ajustar el equipo) alrededor de la cabeza de levantamiento.El numero de vueltas del cable y la tension provista por el operador controlara la fuerza del levantamiento.


23. Drawworks, cont. - C. El malacate contiene todos los

controladores para asignar la potencia del equipo a la operacion necesaria.

24. V-Door Ramp – La rampa que conecta el “V” door al cat walk.


25. Sandline – El “sandline” es un pequeno sistema malacate adicional. Es utilizado para correr registros o efectuar trabajos de pistoneo durante las pruebas de pozos.

26. Kelly Spinner – Es un equipo operado neumaticamente y se encuentra instalado encima del kelly. Se utiliza para enroscar o desenroscar el kelly cuando se efectua una conexion.


27. Tongs (tenazas) – Llaves dde mordaza de 48” de brazo de palanca generamente usadas para ajustar o desajustar las conexiones. Estas estan conectadas mediante una linea a lascabezas de gato. Las tenazas hidraulicas son utilizadas generalmente para ajustar casing y tubing, siendo operadas hidraulicamente por una unidad de potencia independiente.


28. Auxilliary Brakes (freno auxiliar)- Los malacates generalmente tienen dos sistemas de freno; las bandas de freno sobre el tambor y el freno auxiliar. Los frenos auxiliares son utilizados solamente cuando se esta viajando hacia abajo. Estosson utilizados para prevenir el quemado de las zapatas de freno . Los frenos auxiliares so de dos tipo: hidrodinamico o electromagnetico.


28. Auxilliary Brakes, cont. -

A. El tipo hidrodinamico consiste en hacer circular un flujo de agua en sentido contrario al giro del de la rotacion del tambor. Este freno es montado sobre un eje que es conectado al eje del tambor.


28. Auxilliary Brakes, cont. -

B. El freno electromagnetico funciona por medio de dos campos magneticos opuestos. La magnitud del campo magnetico dependera de la velocidad de rotacion yla cantidad de corriente aplicada. En ambos casos de sistemas de frenos auxiliares, el calor originado debera ser disipado usando un sistema de enfiamiento liquido.


29. Deadline Reel and Clamp (linea muerta y ancla)- El cable de perforacion esta envuelto a traves del moton viajero, corona y el tambor del malacate; finalmente fijado en la linea muerta, la cual es asegurada envolviendose en una bobina fija y asegurandose con una grapa. (Bobina y grampa se conoce como la ancla). Esto previene que el cable resbale y caiga el moton viajero.


Esquema Sistema de Circulacion

30. Mud Pumps (bombas de lodo)- Las bombas de lodo son utilizadas para hacer circular el fluido de perforacion atraves de la sarta de perforacion y retornando por el espacio anular. Estas bosmbas son de alta presion y altos volumenes de bombeo. Estas puedens ser duplex dobleactuantes y triplex simples.

A. Las bombas duplex dobleactuantes presentan 4 acciones de bombeo por ciclo de la bomba.

B. Las bombas triplex – simple dan tres acciones de bombeo por ciclo.


Example

Calcular el factor de bombeo en unidades de barriles por stroke para una bomba duplex doble actuante de liner de 6.5”, diametro del eje de piston de 2.5”, longitud de carrera 18” y una eficiencia volumetrica de 90%.

stroke/in 1991

5.25.629.0182

dd2EL2

F

3

22

2r

2Lvsp

Hay 231 in.3 en un galon U. S. 42 U.S. gallons en un barril. Convirtendo:

1991 in.3/stroke * gal/231 in.3 * bbl/42 gal.

= 0.2052 bbl/stroke.

Pump Factor = 0.2052 bbl/stroke

Pump Factor = 3 * /4 dL2 LS EV/(231 * 42)

Example:

Factor de bombeo para bomba Triplex

bbl/stroke 09442.0

.42231

bbl

stroke

in90.0126

43

4

3

32

2

in

ELd SL

Ejemplo: Tasa de bombeo

= Factor de bombeo * Strokes/min

= 0.09442

= 7.554 bbl/min

= 317.3 gal/min

min80stks

stk

bbl

31. Shale Shaker (zaranda)- La zaranda es un equimo de remocion de recortes del lodo. Este es generalmente el primer removedor de solidos y esta localizado al final del flowline. La zaranda esta compuesta por u na o mas mallas vibradoras por las cuales el lodo pasa.


32. Desander – Desilter (Desarenador – desarcillador)- Son ciclones utilizados para remover solidos o contaminantes del lodo.Estos equipos separan particulas de difernetes medidas del lodo de perforacion y operan como un hidrociclon. El lodo es bombeado tangencialmente en el tope del ciclon ocasionandose un movimiento circular de la corriente de lodo hacia abajo encontrandoce con el vortice del ciclon y poteriormente subiendo el lodo por el apice y las particulas separadas se descargan por el fondo.


32. Desander - Desilter- Las particulas mas pesadas son forzadas a separarse mas rapidamente y quedarse fuera del giro de la corriente de lodo no ingresando al apice donde la mayoria de las particulas pequenas siguen el camino deol ciclone.


32. Desander - Desilter cont. – Si es utilizado como desander o desilter los productos de desechos son depositado en el fondo y el liquido fluye a traves del vortice recuperandose el liquido en el sistema.

Si es utilizado como eyector de arcillas el flujo del fondo contendra barita las cuales son retornadas al sistema de lodo por medio de una malla.


32. Desander - Desilter cont. – La diferencia de operacion del desander, desilter y eyector de arcilla relacionado a las medidas de ciclones es: Cyclone Size

Desander 6” o mayorDesilter 4” omayorClay Ejector 2” o mayor


Hidrociclones• desander• desilter

* Sin partes movibles* Bajo costo* Caida de presion

* Diametro

33. Decanting Centrifuge (Centrifuga decantadora) - A solids-control device which consists of a rotating cone- shaped drum which has a screw conveyer attached to its outer surface. Rotation of the cone creates a centrifugal force that throws the heavier particles to its outer housing.The screw conveyer moves the separated particles to the discharge.


33. Decanting Centrifuge, cont. - This device has to be monitored closely in a water-based mud because it allows discharge of bentonite (gel). The bentonite controls viscosity and fluid loss. If allowed to operate for long periods of time without adding bentonite to the mud system, filtration control will be lost.


Centrifuga decantadora

34. Degasser – Este equipo es utilizado para remover la contaminacion del lodo con gas. Es un recipiente que contiene superficies planas inclinadas en pequenas capas y esta sometido al vacio. El lodo es bombeado para que fluya a traves de estas vallas inclinadas las cuales permiten romper el entrampamiento de gas en el lodo. La bomba de vacio reduce la presion en el separador a cerca de 5 psi extrayeno el gas de el lodo. Este equipo tiene una eficiencia de 99%.Es usado en el contro de pozos cuando ocurre una surgencia KIKS


Deteccion de una surgencia (KICK)

durante operaciones de perforacion

1

2

3

KICK

Ganancia en piletas igual al volumen

del Kick

35. Mud Gas Separator (Separador lodo – Gas, golpeador- Este es generalmente el primer equipo disponible para extraer el gas del lodo. Este consiste en una torre con platos agujereados. El lodo ingresa por la parte superior golpeando contra los platos y dirigiendose hacia la parte inferior, mientra que el gas es evacuacdo por la parte superior. Este equipo puede estraer 50% to 60% del gas.


36. Accumulator – El acumulador es un sistema hidraulico que permite almacenar suficiente fluido a presion para operar cada funcion de el preventor de reventones (BOP’s) por lo menos una vez y aun mantener una razonable reserva como lo determinan las normas de seguridad. El sistema posee unas bombas que bombean el fluido hidraulico en unas botellas de almacenamiento.


36. Accumulator, cont. – Las botellas de almacenamiento poseen unos flotantes los cuales separan el fluido hidraulico del gas nitrogeno en la parte superior de la camara. Como el fluido es bombeado dentro de la camara, el gas es comprimido hasta una presion necesaria para poder operar los componentes del BOP.


37. Bag-Type Preventers (Annular Preventers), (anular)

Este preventor es usado mas frecuentemente debido a que su elemento de sello puede sellar en cualquier forma o medida de tuberia que se encuentra en el pozo.El preventor anular puede cerrar totalmente aunque no haya ninguna tuberia dentro del pozo. (esto no es recomendado).


37. Bag-Type Preventers (Annular Preventers)

El preventor anular consiste de una goma con alma de acero el cual es el elemento de sello. Este elemento colapsa y sella mediante el paso del fluido a presion del acumulador que desliza el piston contra la pared de la goma ocasionando el colapso.


37. Bag-Type Preventers

(Annular Preventers) cont.

Este tipo de preventor es el mas versatil, puesto que la sarta de perforacion puede ser movida arriba, abajo o en rotacion.

Dos tipos:


37. Bag-Type Preventers (Annular Preventers) cont.-

A. Gomas convencionales con mayor duracion pero no deben ser utilizadas con lodo base aceite debido a los efectos adversos contra el caucho.


37. Bag-Type Preventers

(Annular Preventers) cont.

B. Elemento de sello de Gomas sinteticas las cuales no son tan durareras como las anteriores pero pueden ser usadas con lodo base aceite.


38. Ram Preventers (arietes)- Este tipo de BOP es utilizado como una valvula de respaldo “back up” del anular o cuando se utilizan altas presiones dentro del pozo.A. El pipe rams tiene dos medias lunas en lados opuestos que cierran por el movimiento de una contra otra . El ram tiene una abertura semicircular que encaja perfectamente al diametro del tubo al cual se va a efectuar el cierre. Cada medida de tubo requerira el correspondiente ram.


38. Ram Preventers, cont. -

B. Si una sarta combinada es utilizada para perforar un pozo, tal como tuberia de perforacion de 5” y 3 ½”, luego dos tipos de pipe ramas seran utilizados.


38. Ram Preventers, cont. - C. El blind rams (ciego) no tiene abertura circular y son dos medios circulos de tal manera que el cierre sea total. La superficie frontal de blind ram es plana, y ellos solo pueden ser utilizados para cerra el pozo cuando no hay tuberia dentro de el. D. El shear blind rams son disenados para cortar la tuberia de perforacion y sellar el hueco. Este tipo de preventor solo sera utilizado commo ultima opcion.


Preventor anular

DPTJDCOH

Press

Preventor tipo ariete ( ram )

SHEAR / BLINDRAM ASSEMBLY

Preventor tipo ariete ( ram ) cont

Sistema de circulacion

de alta presion para

las operaciones de control de pozos

Mantener la presion de fondo cosntante.

Kick

39. Diverter System – Este sistema es utilizado conjuntamente con el preventor anular y se utiliza para desfogar el flugo de gas de un descontrol hacia la linea de gas. Este sistema es generalmente usado cuando exiten campos con gas en superficie donde la gradiente de fractura es muy debil.


39. Diverter System, cont. – Este sistema generalmente consiste de un “drilling spool” con cuatro salidas. Adjunta a las salidas se encuentra una valvula que conecta a la linea que deriva hacia afuera del equipo.


40. Choke Manifold- Este es un sistema de valvulas y lineas que esta conectados a la linea del choke y en algunos casos al linea de matar “kill line”.

El mannifold es utilizado para ayudar en el control de pozos para evacuar una .


41. Adjustable Choke – El choke ajustable es generalmente controlado hidraulicamente desde un panel remoto ubicado en el piso de trabajo. El proposito del choke ajustable es mantener una correcta contrapresion sobre el pozo cuando se controla una surgencia para no permitir que ingrese mayor fluido de formacion dentro del hueco y/o prevenir romper la formacion mientras controlan el pozo.


42. Valvula HCR - La valvula HCR es una valvula de compuerta que es operada hidraulicamente. Esta valvula es utilizada para alinear5 el sistema hacia la linea del chhoke cuando se controla una surgencia. La ventaja de esta valvula es que puede ser operada a control remoto.


43. Float valve- La valvula flotadora es una valvula check corrida en un sustituto especial en la sarta de perforacion generalmente encima de la broca. Esta previene cualquier contraflujo a la sarta de perforacion. Esta debe ser corrida en operaciones de superficie para ayudar a controlar una surgencia de superficie.


44. Underreamer – se utiliza para ensanchar el diametro del hueco sin utilizar una herramienta de diametro completo dentro del pozo. Se opera haciendo incrementar la presion interna, haciendo correr un sistema de piston, el cual fuerza los tres brazos con los conos extendidos.


45. Hole Opener – El hole opener sirve para el mismo proposito que el underreamer, el cual ensancha posterior a un hueco piloto ya perforado. Al igual que el underreamer el hole opener es de diametro completo.

46. Rat Hole – Es una funda de acero extendida por debajo del rig floor donde el kelly y el swivel son guardados durante un viaje.


47. Mouse Hole (hueco de raton)- Una funda de acero que se extiende debajo del equipo donde se puede alojar un drill pipe para efectuar una conexion al kelly o a la sarta. Es usado muy frecuentemente cuando tenemos que desarmar la tuberia del equipo hacia los racks o burros. El tubo es desconectado en el hueco de raton, levantado con el winche auxiliar, bajado por el V-door hacia el catwalk o ramfla..


48. Drill Collars (portamechas)- Los drill collar son tubos de acero de pared gruesa que son usados para aplicar peso sobre la broca. El drill collar soporta toda la carga compresiva, dejando el drill pipe en tension.


49. Drill Pipe (tuberia de perforacion)– La mayor parte de la sarta de perforacion esta compuesta por drill pipe. El drillpipe es reconocido por su diametro externo del cuerpo, el peso lineal, grado de acero y el rango (longitud). El drill pipe transmite rotacion, movimiento vertical y conduce al fluido de perforacion hacia la broca.


50. Heavyweight Drill Pipe – Tubo de perforacion “drill pipe” de pared gruesa es usado en reemplazo de parte de los drill collar y como una zona de transicion. Es utilizado generalmente en pozos direccionales donde el numero de drillcollar es un problema.


51. Standpipe - El standpipe el tubo que conduce al lodo desde el piso del equipo hacia la manguera del Kelly. Este debe ser probado a la presion de trabajo de los BOP’s,


52. Kelly Hose (manguera del kelly)- Es una manguera de alta presion que conecta el standpipe con el swivel. El kelly hose permite el movimiento vertical de la sarta de perforacion cuando el pozo es circulado.


53. Substructure (subestructura) – la subestructura provee soporte al mastil y las cargas del mastil. Este tambien provee el suficiente espacio para colocar el arreglo de preventores.

54. Cat Walk (ramfla)- El cat walk es donde la tuberia es colocada cuando se baja del equipo.


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1- Definicion de Componentes