o ARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS
Las válvulas impide reventones, conocidas en español como VIR’s y BOP (Blow Out Preventer) en inglés, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforación de un pozo de gas y/o petróleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.
En algunos campos, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIR’s una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4” debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la sección “A” del Cabezal, se instala por primera vez la Válvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble “U” con un flange de 13-5/8” y 5000 psi de presión tanto para el hoyo Intermedio como para el de producción.
Los Arietes de Tubería si varían de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubería de 5”. Para el Hoyo de producción estos tienen que ser de 3-1/2” . Ambos tipo doble “U” con Flange de 13-5/8” y presión de 5000 psi.
o PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR
La eficacia de las válvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente después de su instalación. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las técnicas de control de pozos.
Empresas como STP y HUAWEI son contratadas por las contratistas de taladros para realizar las pruebas correspondientes al conjunto de preventoras una vez hallan sido posicionadas e instaladas. Dicha prueba se realiza aplicando nitrógeno a presión tanto por el cabezal como por la línea de matar, desde unos cilindros en un camión a cada una de las secciones de la BOP.
El manual de Control de Pozos de Petrodelta indica que se tienen que realizar pruebas de baja presión (por lo general a 500 psi) y de alta presión ( la cual tiene que ser el 80% de la tolerancia máxima del componente). Estas pruebas han de hacerse por lo menos cada 14 días.
En ellas se tiene que observar que, para cada componente, la presión aplicada no declina en por lo menos diez minutos. De ser así se da por positiva la prueba y se pasa al siguiente componente. Por lo general el preventor anular se prueba con 1500 psi, las válvulas del Kill Line, HCR, ranes de Tubería y ranes Ciegos con 2500 psi, mientras que las válvulas del Choke Manifold se prueban con presiones de 4500 psi.
o TIPOS DE CIERRE DE POZO.
Existen varios Tipos de Cierre de Pozo, entre los que están:
a- CIERRE DURO: Se lleva a cabo abriendo la válvula HCR de la BOP, y cerrando el conjunto de preventoras. Al realizarlo se deben registrar las presiones de cierre tanto en tubería como en el revestidor.
b- CIERRE BLANDO: En este tipo de cierre se abre la HCR y se cierra el conjunto de preventoras, pero a diferencia del cierre duro el estrangulador permanece abierto.
c- CIERRE MODIFICADO: Se cierra primeramente la BOP, luego se abre la válvula HCR.
Entre los tipos de Control de Pozos se pueden destacar varios métodos:
A- METODO DEL PERFORADOR: Este consiste en hacer circular y sacar los fluidos de perforación de pozo, sin importar si este se controla o no. Es sencillo y directo, pero puede causar presiones más elevadas en el revestidor comparado con otras técnicas. Pero es una medida de emergencia cuando las condiciones técnicas y humanas no permiten controlar el pozo de la manera convencional.
En este método se comienza a circular el lodo en el pozo empleando el estrangulador para mantener la presión de cierre. Se cierra el Pozo, se registran las presiones de Cierre tanto en Tubería como en el Revestidor, se hace circular para sacar el fluido que provino del pozo, se cierra el pozo por segunda vez. Seguidamente se aumenta la densidad del lodo y se hace circular el pozo con el nuevo fluido mas pesado para recuperar la presión hidrostática.
B- METODO DEL INGENIERO: Es también conocido como el método de Pesar y Esperar. Acá se realiza una sola circulación, con un fluido de perforación de mayor peso del que està en el hoyo, el cual se bombea por superficie hasta que este retorne, manteniendo constante la presión.
Primeramente se ha de cerrar el pozo, para luego calcular el peso del fluido de control. De igual forma se han de calcular los siguientes parámetros:
- PRESION INICIAL DE CIRCULACION.
- PRESION FINAL DE CIRCULACION.
- NUMERO DE EMBOLADAS Y TIEMPO DE CIRCULACION DESDE LA SUPERFICIE HASTA LA MECHA.
Teniendo esta data, se grafica o tabula para llevar un control del bombeo del fluido pesado de circulación manteniendo la presión adecuada.
C – METODO VOLUMETRICO : Conocido como de Pozo Estático. Es aplicable cuando no es posible hacer circular el pozo ni se disponga de tubería en el hoyo. Consiste en permitir que la burbuja de gas se expanda lentamente hasta superficie manteniendo la presión de fondo ligeramente por encima de la presión de la formación.
o SISTEMAS DE TIPO DIVERTER
Son tambièn conocidos como Sistemas de Desvío. Consiste en un preventor anular conectado debajo de un sistema de tuberías con diámetro grande. Se emplea sobre todo cuando solamente se tiene en el hoyo la primera tubería de revestimiento. Conduce el influjo por la tubería, desviando los fluidos de manera que estén alejados del equipo y del personal.
Se cierra un pozo mediante este sistema cuando existe una fuerte posibilidad de pérdida de circulación o daños a la formación. Las líneas de desvío han de correr hasta un área segura, quedando ésta en la dirección opuesta al viento.
o MANIPULACION DE CHOKE
El Choke o Estrangulador, es un dispositivo que controla el caudal de fluidos desde el pozo, colocando contrapresión que restringe el flujo y controla las presiones. El choke Remoto constituye un pánel en el que se muestran dos manómetros para medir la presión en la tubería y en el casing. Cuenta también de un cuenta strokes, reguladores y de una palanca de control. Funciona de manera hidráulica y resulta ser muy práctico debido a que desde una cònsola se es capaz de controlar el desplazamiento de los fluidos monitoreando las presiones y emboladas de la bomba.
Empresas como CAMERON y SWACO son las encargadas de la fabricación de estos paneles. Ambos diseños funcionan de manera distinta. Los de Cameron operan con un cilindro de doble acción controlado con la presiòn hidráulica de la consola. Los diseñados por Swaco poseen un conjunto de cilindros de doble acción y la presión hidráulica se dispone del aire del equipo de perforación.
El Choke Maestro O Choke Manifold, constituye un conjunto de válvulas de alta presión. Estas se emplean en operaciones de Control de Pozos para reducir la presión alta de un fluido en pozos cerrados a la presión atmosférica. Se ajusta cerrándola o abriéndola para controlar cercanamente las caídas de presión. Están diseñadas para resistir el desgaste mientras que los fluidos a alta velocidad se desplazan por sus restricciones o accesorios de sellado.
Este provee de un método de circulación controlada desde la BOP. Ofreciendo varias rutas de flujo en caso que alguna de las válvulas pueda fallar.
o REVISION DEL ACUMULADOR.
El acumulador, a veces llamado KOOMEY, consistente en un sistema confiable y práctico de cierre del pozo al ocurrir un reventón. Estos emplean un fluido de control de aceite hidráulico que se almacena en botellones a una presión de hasta 3000 psi. Estan equipados con sistemas de Doble Bomba y, de no haber electricidad, el panel de control remoto funciona perfectamente.
La energía almacenada en el acumulador es lo suficientemente alta como para completar el cierre y apertura de la BOP. La revisión de su óptimo funcionamiento tiene que ser constante. Se recomienda hacerle mantenimiento al mismo cada 30 días o al iniciar cada pozo, limpiando y lavando el filtro de aire, los empaques de la bomba de aire y eléctrica.
De igual forma se tienen que revisar:
- Filtros de succión estén limpios.
- Baño de aceite para transmisión de mando de cadena está lleno.
- Volumen de Fluido en el reservorio hidráulico está al nivel requerido.
- Verificar que precarga de las botellas individuales sea de 900 psi.
o PROBLEMAS COMUNES EN ENSAMBLAJE DE PREVENTORAS.
Por lo general, luego de la culminación de cada sección de hoyo del pozo, se procede a ensamblar el conjunto de Preventoras y los accesorios que la complementan. Esta operación se hace con sumo cuidado y diligencia ya que una vez instalada una sección y espera de enfriamiento de soldadura, hay que posicionar la BOP y conectarla a la sección con la brida o flange correspondiente.
Este posicionamiento a veces es influenciado por la destreza de las maniobras de la cuadrilla. Requiere sumo cuidado y al mismo tiempo agilidad. Ya que es en esta fase de instalación en la que ocurren graves accidentes.
La BOP ha de ser instalada con las conexiones adecuadas. Los espárragos han de estar limpios y fuertemente atornillados a cada brida. Los volantes de las válvulas deben estar flexibles para que en el momento de ser empleadas, no ocurra retrasos por estar duras.
o CALCULOS DE CAMPO.
Para Control de Pozos es muy importante que el ingeniero realice cálculos que le permitan aplicar las técnicas más eficientes a la hora de resolver un problema. Dentro de los parámetros mas importantes a calcular estan:
- PRESION DE CIRCULACION INICIAL (PCI):
PCI = Presion de Cierre en la Tubería (psi) + Presión de la Tasa de Control.
- PRESION DE CIRCULACION FINAL (PCF):
PCF = Presión de Tasa de Control + Peso del Lodo de Control (ppg) + Peso original del Lodo (ppg).
- PESO DEL LODO DE CONTROL:
KMW = (Presión de Cierre de la Tubería) / (TVD x 0,052) + Peso Original del Lodo.
El control de estos cálculos se lleva en la Hoja de Matar el Pozo o Kill Sheet. Asi tambien existen herramientas como hojas de Cálculos que permiten hacerle seguimiento a la data de control de pozos, como la abajo anexada:
Llevar el control de la Hoja de Viaje también permite detectar situaciones en las que se requiera controlar las presiones del pozo durante cada viaje de tubería, sea sacando o bajándola. Cuando se baja tubería es lógico pensar que el volumen de la misma se suma el que esta en el hoyo. Ello debe registrar un incremento en el volumen del tanque de viaje.
Cuando se saca la tubería del hoyo hay pérdida de volumen, la cual al calcularse tiene que mostrar las misma diferencia en el tanque de viaje. Sin embargo cuando los datos teoricos en barriles que tiene que haber en el tanque de viaje luego de cada desplazamiento de tubería es diferente al real, entonces se esta presencia de una arremetida debido a que los fluidos de la formación están invadiendo el hoyo. Contrario a cuando el volumen en el tanque de viaje disminuye, es significado de una pérdida de circulación.
o REVISION API SPEC 16 A, SPEC 16 C & API SPEC 16 D API RPT-6
- SPEC 16A: Especifica los requerimientos para construir, diseñar, inspeccionar, materiales a emplear, almacenamiento y manejo de equipos de perforación, tomando en cuenta parámetros como presión, temperatura, fluidos y condiciones del hoyo del pozo. Ello aplica a los ranes de la BOP, al preventor anular, los conectores hidráulicos, y demas accesorios.
- SPEC 16C: Tiene como propósito standarizar las especificaciones de estranguladores y sistemas de matar empleados en Perforación. Especifica los materiales que se deben emplear, y los parámetros de diseño con los que se deben construir.
- RP – T6: Especifica normas y criterios para el entrenamiento y adiestramiento de personal en Control de Pozos. Envuelve una variedad de cursos por los cuales se debe capacitar al personal involucrado en Perforación de pozos para calificarlo en el manejo de equipos de control de Pozos.
El stack de BOP comprende varias válvulas de gran tamaño apiladas una encima de la otra.
Estas válvulas se conocen como BOP. Los fabricantes establecen rangos para los stacks de BOP para controlar presiones que van desde 2000 psi, hasta 15000 psi (14000 a 100000 KPa).
Usualmente los taladros tienen dos tipos de preventoras. En la parte superior del stack hay un preventor anular (Hydrill). Se conoce como BOP anular porque al cerrarlo rodea la tubería en el pozo en forma de anillo o ánulo.
Debajo del Hydrill o preventor anular están las Preventoras tipo Ram “Ram preventers”. Las válvulas en las preventoras tipo Ram se cierran forzándose entre sí.
La línea del Choque es una tubería a través de la cual fluyen los fluídos que salen del pozo hacia el distribuidor del choque “Choke Manifold” cuando las preventoras están cerradas. Aún cuando las preventoras cierran el pozo, la cuadrilla necesita tener una forma de circular la patada o burbuja que viene con el lodo, para sacarla del pozo.
Cuando la BOP cierra el pozo, el lodo y los fluidos de formación salen a través de la línea del choque, hacia el choke manifold. El manifold está hecho de tubería y válvulas especiales. La válvula más importante es el choke. Se trata de una válvula con una abertura ajustable. La cuadrilla circula la patada a través del choke para mantener una contrapresión en el pozo.
Al mantener la cantidad correcta de contrapresión en el pozo se evita que más fluido de formación siga entrando al hueco. Simultaneamente se puede circular la patada fuera del pozo y agregar lodo de perforación más pesado para matar el pozo, controlándolo. Los fluidos salen del choke manifold, y usualmente van a un separador de lodo-gas “mud–gas separator”. Un separador separa el lodo del gas en una patada de pozo. El lodo libre de gas regresa a los tanques, el gas se quema a una distancia segura del taladro.
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o ARREGLO DE PREVENTORES USADOS EN CAMPO, COMPONENTES ESPECIFICOS
Las válvulas impide reventones, conocidas en español como VIR’s y BOP (Blow Out Preventer) en inglés, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforación de un pozo de gas y/o petróleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.
En algunos campos, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIR’s una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4” debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la sección “A” del Cabezal, se instala por primera vez la Válvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble “U” con un flange de 13-5/8” y 5000 psi de presión tanto para el hoyo Intermedio como para el de producción.
Los Arietes de Tubería si varían de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubería de 5”. Para el Hoyo de producción estos tienen que ser de 3-1/2” . Ambos tipo doble “U” con Flange de 13-5/8” y presión de 5000 psi.
Las válvulas impide reventones, conocidas en español como VIR’s y BOP (Blow Out Preventer) en inglés, constituyen un sistema de equipo de control de pozos y de seguridad ante eventos inesperados durante la perforación de un pozo de gas y/o petróleo. Su arreglo consta de las preventoras de arietes encima de las cuales se instala el preventor Anular.
En algunos campos, las condiciones geofisicas permiten el empleo de VIR’s una vez que haya sido terminado y revestido el hoyo de 12-1/4” debido a que hasta la profundidad de 1000 pies no se estima hallar altas presiones que puedan ocasionar arremetidas. Una vez cementado este primer hoyo e instalada la sección “A” del Cabezal, se instala por primera vez la Válvula Impide reventones, cuyas especificaciones requieren un Preventor Anular y Arietes ciegos tipo Doble “U” con un flange de 13-5/8” y 5000 psi de presión tanto para el hoyo Intermedio como para el de producción.
Los Arietes de Tubería si varían de acuerdo al hoyo que se este trabajando. Si es el Hoyo intermedio se requieren Arietes o Ranes de Tubería de 5”. Para el Hoyo de producción estos tienen que ser de 3-1/2” . Ambos tipo doble “U” con Flange de 13-5/8” y presión de 5000 psi.
EQUIPOS Y OPERACIONES
Sistemas de Prevención de Arremetidas
El Tanque de Viaje y su Importancia en Control de Pozos.
Separador Lodo Gas
Válvula de 4 Vias en Acumuladores
Anillos API usados en Conexiones de BOP
Sistema de Fluidos y Bombeo en Unidad Acumuladora /
Mecanismo del Acumulador (Unidad de Koomey)
Numero de Botellas Requeridas para Acumulador.
Arietes de Tubería como Equipo de Control de Pozos
Preventores Anulares
Sistemas Diverter en Control de Pozos
PREVENTORES INTERIORES DE ARREMETIDAS
Margen de Conductor Riser para Operaciones Costa Afuera. /
Margen de Riser
Seleccion de la Profundidad de Asentamiento del Revestidor
o PRUEBA DE PREVENTORAS Y EQUIPO AUXILIAR
La eficacia de las válvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente después de su instalación. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las técnicas de control de pozos.
La eficacia de las válvulas Impidereventones tiene que ser puesta a prueba inmediatamente después de su instalación. Ello con la finalidad de garantizar el funcionamiento de las mismas ante una emergencia en la que se amerite aplicar las técnicas de control de pozos.
Algunas empresas son contratadas por las contratistas de taladros para realizar las pruebas correspondientes al conjunto de preventoras una vez hallan sido posicionadas e instaladas. Dicha prueba se realiza aplicando nitrógeno a presión tanto por el cabezal como por la línea de matar, desde unos cilindros en un camión a cada una de las secciones de la BOP.
Algunos manuales de control de pozos indican que se tienen que realizar pruebas de baja presión (por lo general a 500 psi) y de alta presión ( la cual tiene que ser el 80% de la tolerancia máxima del componente). Estas pruebas han de hacerse por lo menos cada 14 días.
En ellas se tiene que observar que, para cada componente, la presión aplicada no declina en por lo menos diez minutos. De ser así se da por positiva la prueba y se pasa al siguiente componente. Por lo general el preventor anular se prueba con 1500 psi, las válvulas del Kill Line, HCR, ranes de Tubería y ranes Ciegos con 2500 psi, mientras que las válvulas del Choke Manifold se prueban con presiones de 4500 psi.
Conjunto de BOPs
Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de
cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca
bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras
(Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas
preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la
cabeza del pozo.
El conjunto de BOPs debe poder:
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.
El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.
Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.
El CIERRE DEL POZO se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.
El conjunto de BOPs debe poder:
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.
El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.
Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.
El CIERRE DEL POZO se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.
Durante las operaciones normales de perforación, la presión hidrostática
a una profundidad dada, ejercida por la columna de fluido de
perforación dentro del pozo, debe superar la presión de los fluidos de
la formación a esa misma profundidad. De esta forma se evita el flujo de
los fluidos de formación (influjo, patada, o kick) dentro del pozo.
Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.
Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.
El conjunto de BOPs debe poder:
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.
El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.
Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.
El CIERRE DEL POZO se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.
VALVULAS "RAM"
VALVULAS RAM PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
CIERRE DE LAS VALVULAS PREVENTORAS
ACUMULADORES
PANEL DE CONTROL
DISTRIBUCION DE LOS RAM'S EN LA BOP
LINEA PARA MATAR EL POZO (KILL LINE)
DIVERTER:
TEXTO Y ARTICULOS RECOPILADOS DEL BLOG
http://ingenieraenpetroleo.blogspot.com
Puede ocurrir sin embargo que la presión de los fluidos de formación supere la presión hidrostática de la columna de lodo. El fluido de formación, sea agua, gas o aceite entrará dentro el pozo, y esto se conoce como patada de pozo.
Una patada de pozo se define como un influjo controlable en superficie de fluido de formación dentro del pozo. Cuando dicho flujo se torna incontrolable en superficie esta patada de pozo se convierte en un reventón.
Conjunto de BOPs
Para evitar que ocurran los reventones, se necesita tener la forma de cerrar el pozo, de forma que el flujo de fluidos de formación permanezca bajo control. Esto se consigue con un sistema de válvulas preventoras (Blow Out Preventers) –BOPs-, el cual es un conjunto de válvulas preventoras y cierres anulares(spools) directamente conectado a la cabeza del pozo.El conjunto de BOPs debe poder:
• Cerrar la cabeza del pozo para evitar que haya fluido que escape hacia la superficie y exista el riesgo de una explosión.
• Poder dejar salir fluidos del pozo bajo condiciones controladas seguramente.
• Habilitar que pueda ser bombeado fluido de perforación hacia el pozo, bajo condiciones controladas, para balancear las presiones del pozo y evitar influjo mayor (matar el pozo).
• Permitir movimiento de la sarta.
El tamaño y distribución de la BOP será determinado por los riesgos previstos, por la protección requerida, además del tamaño y tipo de tuberías y revestimientos usados. Los requerimientos básicos para una BOP son:
• Debe haber suficiente revestimiento en el pozo que dé un anclaje firme a la BOP.
• Debe ser posible cerrar el pozo completamente, haya o no tubería dentro de él.
• Cerrar el pozo debe ser un procedimiento simple y rápido, fácilmente realizable y comprensible por el personal de perforación.
• Deben existir líneas controlables a través de las cuales la presión pueda ser aliviada en forma segura.
• Deben existir maneras para circular fluido a través de la sarta de perforación y a través del anular en forma que se pueda sacar el fluido de formación del pozo, y de esta
manera circular lodo de mayor densidad para balancear la presión de formación y controlar el pozo.
Hay requerimientos adicionales para taladros flotantes, donde la BOP estará situada en el lecho del mar. En caso que el taladro deba abandonar temporalmente el sitio del pozo, debe haber los medios para cerrar completamente el pozo, sea descolgando o cortando algún tubo dentro del pozo. El Riser pueda entonces soltarse de la cabeza del pozo, permitiendo al taladro moverse a un lugar seguro pero pueda volver y reentrar al pozo después.
Durante operaciones normales, el Riser, estará sujeto a movimientos laterales debido a las corrientes en el agua. La conexión del Riser a la BOP debe ser por medio de una junta
escualizable (Ball Joint) para evitar el movimiento de la BOP:
Las BOPs tienen varios grados de presión de operación, establecidos por el Instituto Americano del Petróleo (American Petroleum Institute)(API). El cual es igual al grado de presión de operación más bajo de cualquier elemento en la BOP. Así, una BOP adecuada será montada de acuerdo a la resistencia del revestimiento y a las presiones de formación esperadas bajo la zapata del mismo. Las BOPs comúnmente tienen grados de 5000, 10000 o 20000 psi.
El CIERRE DEL POZO se logra por medio de los rams, lo cual permite que el espacio anular o todo el pozo quede cerrado. Con o sin tubería dentro del pozo.
Válvula preventora anular
Esta es un sello reforzado de caucho o empaque rodeando el hueco del pozo. Cuando se le aplica presión este sello se cierra alrededor del tubo cerrando el espacio anular. Esta válvula tiene la ventaja de poder ser aplicada progresivamente, y se cerrará sobre cualquier tamaño o forma de tubería dentro del pozo. Así de podrá cerrar el pozo sin importar si se cierra sobre la Kelly, o sobre tubería de perforación, o sobre drillcollars. Sin embargo esta capacidad no llega a cubrir algunas herramientas de perfil irregular como estabilizadores o drillcollars espiralados. La válvula preventora anular permite también rotación y movimiento vertical lentos de la sarta de perforación manteniendo el espacio anular cerrado.
Esto permite deslizar hacia dentro y hacia fuera la tubería mientras se está controlando el pozo.
Algunas válvulas anulares son capaces hasta de cerrar completamente pozo sin tubería pero esta situación acortaría la vida del sello por lo tanto debe ser evitada.
VALVULAS "RAM"
Estas difieren de las anulares en que el sello de caucho es comparativamente mucho más rígido y cierra solamente alrededor de formas predeterminadas. Están hechas para cerrase sobre objetos específicos (como tubería de perforación o de revestimiento) o sobre un hueco abierto (Blind Rams). Pueden estar equipadas con cuchillas que puedan cortar tubería y cerrarse completamente sellando el hueco abierto.(Shear/blind rams).
VALVULAS RAM PARA TUBERIA DE REVESTIMIENTO
Aquí las caras del empaque de caucho están moldeadas para sentar sobre el diámetro exterior dado de una tubería. Estas RAM cerrarán exactamente sobre dicha tubería, cerrando el anular. Si se está usando más de un diámetro de tubería, la BOP debe incluir RAMs para cada uno de dichos diámetros.
Válvulas RAM ciegas o de corte (Shear/blind rams)
Estas RAM, llegando desde lados opuestos, son para cerrar completamente el hueco. Pero si hay alguna tubería la aplastarán o cortarán si tienen instaladas las cuchillas de corte (shear Rams) Estas Shear Rams son usadas en BOPs submarinas de forma que el pozo pueda ser abandonado temporalmente. Las Blind RAMs son usadas más generalmente en BOPs ubicadas bajo la mesa del taladro.
CIERRE DE LAS VALVULAS PREVENTORAS
Las preventoras se cierran hidráulicamente con fluido a presión. Si la BOP es accesible, como en taladros en tierra, los RAMs pueden también ser cerrados manualmente.
Los componentes básicos de un sistema de preventoras son:
• Bombas que suministren fluido a presión.
• Un sistema de energía para mover dichas bombas.
• Un fluido hidráulico adecuado para abrir y cerrar las preventoras.
• Un sistema de control para dirigir y controlar el fluido.
• Un sistema de presión para cuando las fuentes de energía normales fallen.
• Fuentes de energía de respaldo.
Debe haber medios de almacenar el fluido hidráulico a presión y de llevar este a las preventoras. Debe tenerse en cuenta el hecho que las diferentes válvulas pueden requerir
diferentes presiones de operación y que pueden requerir diferentes cantidades de fluido para abrir y cerrar según el tamaño de cada válvula.
ACUMULADORES
Las botellas del acumulador proporcionan la forma de guardar bajo presión, la totalidad de la cantidad de fluido hidráulico necesario para operar todos los componentes de la BOP y efectuar rápidamente los cierres requeridos. Se pueden conectar entre sí con el fin de que suministren el volumen necesario. Estas botellas son pre-cargadas con nitrógeno comprimido (usualmente de 750 a 1000 psi). Cuando se introduce el fluido hidráulico, por medio de bombas eléctricas, el nitrógeno se comprime aumentando su presión. Para asegurar la operación de la válvula preventora se disponen de varias fuentes de fluido a presión, para el caso de que alguna falle.
Similarmente, si se utilizan bombas movidas por electricidad o por aire para la unidad de cierre, debe haber más de una fuente de electricidad o de aire para moverlas. Siempre debe haber un respaldo.
La presión de operación de los acumuladores es típicamente de 1500 a 3000 psi. Se asume que la presión mínima de operación es de 1200 psi. Estas presiones determinarán la cantidad
de fluido hidráulico que puede suministrar cada botella y así determinar el número de botellas necesario para operar la BOP.
Por ejemplo:
A. Precarga: Volumen de la botella = 40 Litros Presión de precarga = 1000 psi
B. Máxima carga fluido: Presión =3000 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /3000 = 13.33 lts
C. Presión mínima de operación =1200 psi – Vol. N2 = 1000 x 40 /1200 = 33.33 lts
Por lo tanto la cantidad de fluido útil en cada botella del acumulador es = 33.33-13.33=20 lts.
Un múltiple de control, que consiste en reguladores y válvulas, controla la dirección del flujo del fluido hidráulico a alta presión. El fluido será dirigido a la válvula o al ram correcto y los reguladores reducirán la presión del fluido hidráulico del acumulador a la presión de operación de la BOP (generalmente en el rango de 500 a 1500 psi).
Todos los componentes del sistema de cerramiento, fuentes de fluido a presión, acumuladores, múltiple de control y panel de control deben estar situados a una distancia segura de la cabeza del pozo.
PANEL DE CONTROL
Normalmente debe haber más de un panel de control. El panel principal estará localizado sobre la mesa del taladro, al alcance del perforador (generalmente en la casa del perro). Un panel auxiliar, se ubicará en un lugar más seguro para el caso de que el de la mesa falle o no se pueda llegar hasta él, aún se pueda control el pozo en forma segura.
El panel de control es operado por aire y normalmente dispondrá de indicadores de aguja que muestren las otras presiones dentro del sistema como las de el acumulador, la del suministro de aire y la del preventor anular. El panel también tendrá normalmente válvulas de control para abrir o cerrar las preventoras, válvulas para abrir o cerrar la línea de choke y de matar el pozo(kill line) y una válvula de control para ajustar la presión anular.
Generalmente, el preventor anular irá en la parte superior de la preventora. La mejor distribución para los RAMs restantes dependerá de las operaciones que necesite efectuar. Las posibilidades son que el Blind RAM vaya sobre los RAMs para tubería, o bajo los mismos, o entre ellos. Las operaciones posibles estarán entonces limitadas por el hecho de que el Blind RAM no puede cerrar el pozo si hay tubería en el hueco.
Con el Blind RAM en la posición inferior, el pozo puede ser cerrado si no hay tubería dentro de él, y los demás RAMS pueden ser reemplazados o reparados en caso de necesidad. Sin se presenta un reventón sin tubería en el pozo, podría cerrarse el pozo y lograrse una reducción de presión inyectando lodo dentro del pozo por debajo de los RAMs. Con un preventor anular encima, se puede bajar con tubería sosteniendo la presión cuando se abra el Blind RAM. La desventaja es que la tubería de perforación no puede quedar suspendida.
Con los Blind RAM en la posición superior , los RAM inferiores se pueden cerrar con tubería en el pozo, permitiendo que los Blind RAM sean sustituidos con RAM para tubería. Esto minimizaría el desgaste en los RAM inferiores pues los superiores absorberían el desgaste por el movimiento de la sarta por moverla con los RAM cerrados. La tubería de perforación puede ser colgada de cualquiera de los RAM y cerrar completamente el pozo con los Blind RAM. La principal desventaja sería que el Blind RAM no se podría usar como 'Válvula Maestra' para permitir cambios o reparaciones por encima de ella.
LINEA PARA MATAR EL POZO (KILL LINE)
La distribución de los RAM afectará el posicionamiento de las líneas para matar el pozo. Estas se ubicarán directamente bajo una o más RAMs, de forma que cuando estas estén cerradas, se pueda dejar salir controladamente fluido a presión (línea de choke). Esta línea es llevada al múltiple de choke donde se podrán monitorear las presiones. Una válvula de choke permite que la presión de reflujo (back pressure) aplicada al pozo pueda ser ajustada para mantener el control.
También permite una vía alterna para bombear lodo o cemento dentro del pozo si no es posible circular a través de la Kelly y la sarta de perforación(Kill Line). El Kill line estará conectado directamente a las bombas del pozo, pero generalmente hay también dispuesta una kill-line remota hacia fuera del taladro en caso de ser necesaria una bomba de presión aún más alta.
Aunque las preventoras pueden tener salidas laterales para la conexión de las líneas de choke y de kill, generalmente se utilizan spools separados. Estos spools son secciones de la BOP que crean espacio suficiente(el cual puede ser necesario para colgar tubería entre los rams) y tener sitio suficiente para conectar líneas de choke o de kill.
DIVERTER:
El Diverter se emplea usualmente antes de haber instalado una BOP. Instalado directamente debajo de la campana y la línea de flujo, es un sistema de baja presión. Su propósito es dirigir cualquier flujo del pozo lejos del taladro y del personal, proporcionando un cierto nivel de protección antes de tener un revestimiento sobre el cual pueda montarse una BOP El diverter es un sistema diseñado para manejar solamente bajas presiones. Está diseñado para empacarse alrededor de la Kelly o de la tubería de perforación y dirigir el flujo hacia afuera. Si así se intentara controlar el pozo el resultados sería el flujo incontrolado del pozo y el rompimiento de las formaciones alrededor del revestimiento o conductor ya instalados. El uso del diverter es esencial en la perforación costa afuera.
TEXTO Y ARTICULOS RECOPILADOS DEL BLOG
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