TRADUCCION E IMAGENES : drillingformulas.com
Hablemos del concepto de la Presión en la Zapata mientras se esta
circulando el influjo de gas fuera del Hoyo del pozo. Nos podemos
encontrar con varios escenarios:
En uno de estos escenarios, que el tope del influjo de gas este debajo de la Zapata:
La
presión Hidrostática dentro del revestidor permanece constante porque
la columna de fluido es la misma. Casi toda la presión hidrostática en
el pozo se reducirá debido a la expansión del gas cuando se le está
circulando. Con el propósito de mantener constante la presión en el
fondo del pozo, la presión en el revestidor incrementará para balancear
la pérdida de Hidrostática en el hoyo debida a la expansión.
Esto se puede expresar en la siguiente relación:
P Fondo = P Revestidor + P Hidrostatica en el Anular
Si tomamos como referencia la presión en la zapata, esta relación quedaría así:
P Zapata = P Hidrostática sobre la Zapata + P Revestidor
Si el influjo de gas está aún debajo de la zapata, la presión hidrostática tendrá el mismo valor y la presión del revestidor caerá. Por lo tanto, la presión en la zapata incrementará alcanzando su valor más alto cuando el influjo de gas pase por la zapata del Revestidor.
Esto se puede expresar en la siguiente relación:
P Fondo = P Revestidor + P Hidrostatica en el Anular
Si tomamos como referencia la presión en la zapata, esta relación quedaría así:
P Zapata = P Hidrostática sobre la Zapata + P Revestidor
Si el influjo de gas está aún debajo de la zapata, la presión hidrostática tendrá el mismo valor y la presión del revestidor caerá. Por lo tanto, la presión en la zapata incrementará alcanzando su valor más alto cuando el influjo de gas pase por la zapata del Revestidor.
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FACTOR DE TOLERANCIA DE KICK: se puede calcular con la siguiente formula
Factor Tolerancia de Kick = (TVD Zapata / TVD Final) * ( Densidad Maxima Permisible - Densidad de Lodo en uso)
Donde
- TVD Zapata en pies (ft)
- TVD Final en pies (ft)
- Maxima Densidad permisible del Lodo, en libras por galon (ppg)
- Densidad de Lodo en uso, en libras por galon (ppg)
Usando los siguientes datos, calculemos el Factor de Tolerancia o Margen de Kick
- Zapata TVD = 5000 ft
- TVD Final = 11.000 ft
- Maxima Densidad permisible = 12,9 ppg
- Densidad de Lodo en uso = 9,8 ppg
- Aplicando la formula obtenemos
Factor Tolerancia de Kick =1.41 ppg
___________________________________________________________
Es posible también determinar la Maxima Presión en Superficie, a partir del Margen de Tolerancia de Kick, partiendo de la Siguiente relación:
P max @ superficie = Factor Tolerancia de Kick x 0.052 x TVD
Donde:
___________________________________________________________
Es posible también determinar la Maxima Presión en Superficie, a partir del Margen de Tolerancia de Kick, partiendo de la Siguiente relación:
P max @ superficie = Factor Tolerancia de Kick x 0.052 x TVD
Donde:
- P max @ superficie : Maxima presión en Superficie, en Libras por pulgada cuadrada (lppc)
- Factor Tolerancia de Kick: expresado en libras por galón (ppg)
- TVD : Profundidad Vertical Verdadera, en pies (ft)
EJEMPLO:
Determinar la maxima presión en superficie tomando los siguientes datos:
Determinar la maxima presión en superficie tomando los siguientes datos:
- Factor Tolerancia de Kick = 1.8 ppg
- Profundidad del Hoyo = 10,000’MD/9500’TVD
Aplicando la relación anterior se obtiene que:
P max @ superficie = 1.8 ppg x 0.052 x 9500 ft = 889 lppc
TRADUCIDO DE Drilingformulas.com
REVISTA PETROLEO INTERNACIONAL
http://www.petroleo.com/pi/secciones/PI/ES/MAIN/IN/ARTICULOS/doc_79935_HTML.html?idDocumento=79935
Enfoque técnico
Equipo Editorial de Petróleo Internacional, Octubre 2010
El control del pozo incluye el manejo de los peligrosos efectos de altas presiones, inesperadas, en el equipo de superficie de los taladros de perforación que trabajan en busca de crudo o gas. El fracaso del manejo y control de estos efectos de la presión puede causar daños graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del pozo manejadas indebidamente resultan en un reventón, es decir, la expulsión incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo, que generalmente produce un incendio.
El control del pozo implica vigilar los síntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presión y los procedimientos para operar los equipos en el sitio del pozo, entender la situación y tomar acciones correctivas.
Muchos sistemas participan en el control del pozo, pero el principal y el símbolo de esta actividad es el bien conocido ‘preventor’ de reventones o BOP (del inglés Blowout Preventer), por lo que el resto de este artículo está limitado a describir los componentes y funcionamiento de este importante equipo.
‘Preventor’ de reventones
El BOP es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los ‘preventores’ de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.
Los términos ‘preventor’ de reventón, conjunto de ‘preventores’ de reventón y sistema de ‘preventores’ de reventón se usan en forma común e intercambiable para describir, en general, varios ‘preventores’ apilados de diversos tipos y funciones, así como sus componentes auxiliares. Un ‘preventor’ de reventones submarino típicamente incluye componentes como líneas hidráulicas y eléctricas, módulos de control, acumuladores hidráulicos, válvulas de prueba, líneas de matar y estrangular y válvulas, junta del tubo elevador, conectores hidráulicos y bastidor de soporte.
Dos categorías de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.
Los ‘preventores’ de reventón se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta. Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a través del tubo montante de perforación, que brinda una vía continua para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.
Usos y funcionamiento
Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasificaciones de presión. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de ‘preventores’ de reventón. A menudo se utilizan múltiples preventores de reventón del mismo tipo para lograr redundancia, un importantísimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.
Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son:
Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería revestidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce hacia abajo una presión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación.
Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el “peso de matar” se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha “matado” el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativamente, si no es factible la circulación, se puede matar el pozo “a la fuerza”, es decir, bombeando a la fuerza lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente está en el espacio anular será forzado hacia adentro de la formación receptiva en la sección del pozo sin entubar, debajo de la zapata más profunda de la revestidora.
Si los ‘preventores’ de reventón y la columna de lodo no restringen la presión hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado será un reventón que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubería, petróleo y gas, dañando el equipo de perforación y dejando en duda la integridad del pozo.
Los yacimientos comerciales de petróleo y gas, cada vez más raros y remotos, han llevado la exploración y producción de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado más grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar más de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcionalmente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnológico de ‘preventores’ de reventón en las dos últimas décadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operación.
Tipos de BOP
Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes.
Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e inferior de los arietes están provistas de obturadores (sellos de elastómero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas.
Un ‘preventor’ tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, de revestimiento o de un objeto no cilíndrico, como la junta Kelly. La tubería de perforación, incluidas las uniones de diámetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un ‘preventor’ anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería de perforación, incluso mientras gira durante la perforación.
Las regulaciones requieren que un ‘preventor’ anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los ‘preventores’ de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Típicamente, los ‘preventores’ anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios ‘preventores’ de ariete.
Un ‘preventor’ anular usa el principio de cuña para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora está situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se activa el pistón, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturación, como un esfínter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los ‘preventores’ anulares tienen sólo dos piezas móviles, pistón y unidad de obturación, que los hacen más simples de mantener que los ‘preventores’ de ariete.
http://www.petroleo.com/pi/secciones/PI/ES/MAIN/IN/ARTICULOS/doc_79935_HTML.html?idDocumento=79935
Enfoque técnico
Principios del control del pozo
El
‘preventor’ de reventón o BOP controla las arremetidas del pozo,
evitando explosiones, incendios y pérdida de equipos y vidas Equipo Editorial de Petróleo Internacional, Octubre 2010
El control del pozo incluye el manejo de los peligrosos efectos de altas presiones, inesperadas, en el equipo de superficie de los taladros de perforación que trabajan en busca de crudo o gas. El fracaso del manejo y control de estos efectos de la presión puede causar daños graves a los equipos, lesiones y muertes. Las situaciones de control del pozo manejadas indebidamente resultan en un reventón, es decir, la expulsión incontrolada y explosiva de los fluidos del pozo, que generalmente produce un incendio.
El control del pozo implica vigilar los síntomas de situaciones inminentes de desequilibrio de presión y los procedimientos para operar los equipos en el sitio del pozo, entender la situación y tomar acciones correctivas.
Muchos sistemas participan en el control del pozo, pero el principal y el símbolo de esta actividad es el bien conocido ‘preventor’ de reventones o BOP (del inglés Blowout Preventer), por lo que el resto de este artículo está limitado a describir los componentes y funcionamiento de este importante equipo.
‘Preventor’ de reventones
El BOP es una válvula especializada, grande, usada para sellar, controlar y monitorear los pozos de gas y petróleo. Los BOP fueron desarrollados para enfrentar presiones erráticas extremas y flujo incontrolado (amago de reventón de la formación) que surge del yacimiento durante la perforación. Los amagos o arremetidas de la formación llevan a un evento potencialmente catastrófico conocido como reventón. Además de controlar la presión pozo abajo y el flujo de petróleo y gas, los ‘preventores’ de reventón evitan que la tubería de perforación y revestimiento, las herramientas y los fluidos de perforación sean expulsados del recinto del pozo cuando hay un amago de reventón. Los BOP son críticos para la seguridad de la cuadrilla, los equipos y el ambiente, y para el monitoreo y mantenimiento de la integridad del pozo; por esta razón, los BOP deben ser dispositivos a prueba de fallas.
Los términos ‘preventor’ de reventón, conjunto de ‘preventores’ de reventón y sistema de ‘preventores’ de reventón se usan en forma común e intercambiable para describir, en general, varios ‘preventores’ apilados de diversos tipos y funciones, así como sus componentes auxiliares. Un ‘preventor’ de reventones submarino típicamente incluye componentes como líneas hidráulicas y eléctricas, módulos de control, acumuladores hidráulicos, válvulas de prueba, líneas de matar y estrangular y válvulas, junta del tubo elevador, conectores hidráulicos y bastidor de soporte.
Dos categorías de BOP son las prevalentes: de arietes y anular. Los conjuntos de BOP generalmente utilizan los dos tipos, con al menos un BOP anular apilado sobre varios BOP de ariete.
Los ‘preventores’ de reventón se usan en tierra, en plataformas marinas y en el lecho marino. Los BOP en tierra y submarinos se aseguran en la parte superior del pozo, conocida como cabezal del pozo. Los BOP en plataformas marinas se montan debajo de la cubierta. Los BOP submarinos se conectan a la plataforma costa afuera a través del tubo montante de perforación, que brinda una vía continua para la sarta de perforación y los fluidos que emanan del recinto del pozo. En realidad, el tubo elevador extiende el recinto del pozo hasta la plataforma.
Usos y funcionamiento
Los BOP vienen en una variedad de estilos, tamaños y clasificaciones de presión. Varias unidades individuales que sirven diversas funciones se combinan para componer un conjunto de ‘preventores’ de reventón. A menudo se utilizan múltiples preventores de reventón del mismo tipo para lograr redundancia, un importantísimo factor en la efectividad de dispositivos a prueba de fallas.
Las principales funciones de un sistema de ‘preventores’ de reventón son:
- Confinar los fluidos del pozo al recinto del pozo.
- Suministrar el medio para incorporar fluidos al pozo.
- Permitir retirar volúmenes controlados de fluidos del recinto del pozo.
- Además de realizar esas funciones primarias, los sistemas de BOP se usan para:
- Regular y monitorear la presión del recinto del pozo.
- Centrar y colgar la sarta de perforación en el pozo.
- Cerrar el pozo, es decir, sellar el espacio anular entre las tuberías de perforación y de revestimiento.
- “Matar” el pozo o prevenir el flujo de fluidos de la formación al recinto del pozo.
- Sellar el cabezal del pozo (cerrar el recinto).
- Recortar la tubería de revestimiento o de perforación en casos de emergencia.
Al perforar un pozo de alta presión, la sarta de perforación pasa a través del conjunto de BOP hacia el yacimiento. A medida que se perfora se inyecta lodo o fluido de perforación por la sarta hasta la barrena. El lodo retorna por el espacio anular entre la tubería revestidora y la de perforación. La columna del lodo de perforación ejerce hacia abajo una presión hidrostática que contrarresta la presión opuesta de la formación y permite que prosiga la perforación.
Cuando se presenta un amago de reventón, los operadores del equipo o los sistemas automáticos cierran las unidades de los BOP, sellando el espacio anular para detener la salida de los fluidos del recinto del pozo. Luego se hace circular lodo de mayor densidad por la sarta de perforación, en el recinto del pozo y hacia arriba por el espacio anular y la línea de estrangular en la base del conjunto de BOP y por los estranguladores hasta superar la presión pozo abajo. Una vez que el “peso de matar” se extiende desde el fondo hasta la parte superior del pozo, se ha “matado” el pozo. Si la integridad del pozo se mantiene, se puede reiniciar la perforación. Alternativamente, si no es factible la circulación, se puede matar el pozo “a la fuerza”, es decir, bombeando a la fuerza lodo más pesado desde la parte superior a través de la conexión de la línea de matar en la base del conjunto de BOP. Esto es lo menos deseable debido a que son necesarias mayores presiones en la superficie y porque mucho del lodo que originalmente está en el espacio anular será forzado hacia adentro de la formación receptiva en la sección del pozo sin entubar, debajo de la zapata más profunda de la revestidora.
Si los ‘preventores’ de reventón y la columna de lodo no restringen la presión hacia arriba de una arremetida del pozo, el resultado será un reventón que potencialmente puede expulsar violentamente por el recinto del pozo, tubería, petróleo y gas, dañando el equipo de perforación y dejando en duda la integridad del pozo.
Los yacimientos comerciales de petróleo y gas, cada vez más raros y remotos, han llevado la exploración y producción de pozos a zonas costa afuera en aguas profundas, que requieren que los BOP permanezcan sumergidos en condiciones extremas por largo tiempo. Como resultado, los BOP se han tornado más grandes y pesados (una unidad de BOP de un solo ariete puede pesar más de 30.000 libras), en tanto que el espacio asignado a los conjuntos de BOP en las plataformas marinas no ha aumentado proporcionalmente. Por tanto, un punto clave en el desarrollo tecnológico de ‘preventores’ de reventón en las dos últimas décadas ha sido limitar su huella y peso, pero aumentar su seguridad y capacidad de operación.
Tipos de BOP
Los BOP vienen en dos tipos básicos: de arietes y anulares. A menudo se usan juntos en equipos de perforación, típicamente por lo menos un BOP anular coronando un conjunto de ‘preventores’ de arietes.
Un BOP de ariete tiene un funcionamiento similar al de una válvula de compuerta, pero usa un par de émbolos de ariete opuestos. Los arietes se extienden hacia el centro del recinto del pozo para restringir el flujo, o se retraen para permitirlo. Las caras superior e inferior de los arietes están provistas de obturadores (sellos de elastómero) que se comprimen uno contra el otro, contra la pared del pozo y alrededor de la tubería que atraviesa el recinto del pozo. Salidas en los lados del cuerpo del BOP se usan para conexiones de las líneas de estrangular y de matar o de válvulas.
Un ‘preventor’ tipo anular puede cerrarse alrededor de la sarta de perforación, de revestimiento o de un objeto no cilíndrico, como la junta Kelly. La tubería de perforación, incluidas las uniones de diámetro mayor o conectores roscados, puede moverse verticalmente a través de un ‘preventor’ anular a tiempo que se contiene la presión desde abajo aplicando un control cuidadoso de la presión hidráulica de cierre. Los preventores anulares son también efectivos para sellar alrededor de la tubería de perforación, incluso mientras gira durante la perforación.
Las regulaciones requieren que un ‘preventor’ anular pueda cerrar completamente un recinto de pozo, pero generalmente no son tan efectivos como los ‘preventores’ de ariete para mantener el sello en un pozo abierto o sin entubar. Típicamente, los ‘preventores’ anulares van ubicados en la parte superior del conjunto de BOP, con uno o dos BOP anulares encima de una serie de varios ‘preventores’ de ariete.
Un ‘preventor’ anular usa el principio de cuña para sellar el recinto del pozo. Tiene un sello de caucho tipo donut, conocido como unidad obturadora de elastómero, reforzada con costillas de acero. La unidad obturadora está situada en el compartimiento del BOP entre el cabezal y el pistón hidráulico. Cuando se activa el pistón, su empuje hacia arriba fuerza el cierre de la unidad de obturación, como un esfínter, sellando el espacio anular o el pozo abierto. Los ‘preventores’ anulares tienen sólo dos piezas móviles, pistón y unidad de obturación, que los hacen más simples de mantener que los ‘preventores’ de ariete.
Métodos de control
Cuando los taladros perforan en tierra o en aguas muy someras donde el cabezal del pozo está por encima del nivel del agua, los BOP son activados por presión hidráulica desde un acumulador remoto. En el taladro se montan varias estaciones de control. También se cierran y abren manualmente haciendo girar grandes manubrios que parecen volantes de dirección.
En operaciones costa afuera, con el cabezal del pozo apenas por encima de la línea del lodo en el lecho marino, hay cuatro maneras principales para controlar un BOP:
- Señal eléctrica de control, enviada desde la superficie a través de un cable de control.
- Señal acústica de control, enviada desde la superficie basada en una pulsación modulada/codificada de sonido, transmitida por un transductor submarino.
- Intervención de vehículo de mando a distancia (ROV), válvulas de control mecánico y presión hidráulica al conjunto de BOP.
- Interruptor de contacto continuo/autocortante, activación a prueba de fallas de BOP seleccionado durante una emergencia, y si las líneas de control, alimentación eléctrica e hidráulicas han sido cercenadas.
- Dos módulos de control se suministran en el BOP para redundancia. El control de señal eléctrica de los módulos es el primario. Los controles acústicos, por intervención de ROV e interruptor de contacto continuo, son secundarios.
Un sistema de desconexión de emergencia (EDS) desconecta el taladro del pozo en casos de emergencia. El EDS también dispara automáticamente el interruptor de contacto continuo, que cierra del BOP y las válvulas de matar y estrangular. El EDS puede ser un subsistema del módulo de control del conjunto de BOP o puede ser separado.
Las bombas en el equipo de perforación normalmente entregan presión al conjunto de BOP a través de líneas hidráulicas. Los acumuladores hidráulicos en el conjunto de BOP permiten cerrar los ‘preventores’ de reventón, incluso si están desconectados del taladro.
También es posible iniciar el cierre de los BOP automáticamente con base en presión demasiado alta o flujo excesivo.
